“新能源+储能”模式推动新型储能发展驶入快车道

　　随着“双碳”目标的提出，以风电光伏为主的可再生能源逐渐成为新型能源体系的重要组成部分。根据国家能源局数据统计，2022年我国风电、光伏新增装机在1.2亿千瓦以上，累计装机超7亿千瓦，2022年风电、光伏新增装机占全国新增装机的78%，新增风电光伏发电量占全国新增发电量的55%以上。然而，风电、光伏具有波动性、间歇性和随机性的特点，其大规模装机使得电力系统净负荷在短时(秒至分钟)、长时(小时到日)和超长时(周、月、年)波动各异，需要电网进行调频、日内调峰和季节性调峰。因此，储能技术的发展与应用有助于实现以新能源为主体的新型电力系统负荷平衡，有效平抑新能源并网波动，促进可再生能源消纳。

　　新能源消纳催生储能需求

　　目前，“新能源+储能”成为新能源行业重要发展模式，国内多个省市也出台了新能源配置储能文件，对风电光伏配储提出明确要求，配储比例多在10-15%，时长多为2小时。随着新能源发电量占比的进一步提升，新能源配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式。具体来说，在发电侧，储能可参与到可再生能源并网、电力调峰、系统调频与辅助动态运行等场景。在电网侧，储能可起到支撑电力保供、提升系统调节能力以及支撑新能源高比例外送等作用。在用户侧，储能可用于提高电力自发自用水平、进行峰谷价差套利、容量电费管理以及提高电能质量等。

　　新型储能技术多元化发展

　　在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机主力。2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》中指出，2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万kW以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿kW左右。

　　根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)不完全统计，截至2022年底，我国已投运的储能项目累计装机达59.4GW，同比增长37%。其中，抽水蓄能仍占据最大比重，累计装机达46.1GW。然而，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点，无法满足新能源装机快速上涨的需求以及新型电力系统对储能灵活配置与多元化的要求。因此，新型储能技术有望在“十四五”和“十五五”期间与抽水蓄能一起在各类源网荷场景下发挥电力系统调节与安全保障作用。CNESA统计数据显示，2022年国内新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh，且大部分项目都将在1-2年内完工并网，预计“十四五”期间，新型储能年复合增速保持在55-70%之间。

　　新型储能技术总体可以分为化学储能和物理储能，前者包括锂离子电池、液流电池、钠离子电池和氢储能等;后者主要包括压缩空气储能、飞轮储能和重力储能等。在新型储能技术中，目前锂离子电池仍占据绝对地位，铅炭电池技术较为成熟且成本低，在备用电源中占有一定市场份额。钠离子电池、液流电池、压缩空气、重力储能、氢储能等其他新型储能技术尚处于发展初期。未来，随着安全性、度电成本、初始投资成本以及循环寿命等方面的改进，新型储能技术有望在“十四五”期间实现突破发展。

　　随着国内动力电池产业的飞速发展，锂离子电池已经形成完备产业链，在储能领域适用于短时与中长时储能。未来仍需要通过电池材料、电芯结构、PACK工艺等方面的改善实现储能锂电池性能与安全双升，包括但不限于磷酸锰铁锂材料、正极补锂技术、刀片电池、4680大圆柱电池等材料与结构创新。未来随着固态电池技术的开发与成功，将进一步实现400-500Wh/kg的能量密度以及高安全性。

　　铅炭电池在铅酸电池负极中加入活性炭，为一种电容型铅酸电池，使其在铅酸电池原有功率密度基础上，大幅改善充放电性能。同时，铅炭电池安全可靠，度电成本低，铅易回收循环，是当前相对经济可行的电力储能技术路线之一，适用于大规模、长时储能场景。

　　液流电池是一种将活性物质存在于液态电解质中的电池技术。与锂离子电池相比，具有安全性高、循环寿命长、电解液可循环再生利用等优势，是大规模长时储能技术之一。然而，液流电池在性能上存在能量密度低、储能效率低、初始投资成本高等问题，需要进行离子交换膜、双极板、石墨毡等关键材料的开发以及铁铬与锌溴液流电池体系的示范推广，以期降本增效。

　　钠离子电池储能机理与产业链与锂离子电池相似，能量密度接近磷酸铁锂电池，可替代部分铁锂电池储能场景。但其产业化布局仍处于初期阶段，需要正负极材料体系、电解液与集流体的调试与改善，并完善产业链配套。未来凭借其丰富原料来源与工艺成熟，有望在储能领域崭露头角。

　　氢储能通过利用间歇波动、富余电力制得氢气进行储存，电力输出不足时，通过燃气轮机或燃料电池发电供给电力，是跨周期、大规模理想储能形式，相比于电池储能方式具有容量增减适应性强、储能成本低等优势。但由于全过程包括制氢和发电两次能量转化，能量整体利用效率偏低，目前总体经济性较差。未来需要在电解制氢与氢发电环节通过技术突破以提高转化效率，同时需要发展利用高能量密度的储氢形式，以解决大规模储氢占地面积大、容器要求高等难点。

　　物理储能技术方面，压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，在高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式，适用于大功率、长时储能场景。未来需要进一步攻关大排量、高压力、高效率的压缩机与透平机，不断提升储能效率，实现百兆级示范项目落地。固体重力储能类似于抽水储能，通过电力将重物提升至高处储存重力势能，通过重物下落将重力势能转化为动能，进而转化为电能。其具有安全性高、环境适应性强、循环寿命长、低成本等特性，有望同锂电池储能与抽水蓄能形成互补。当前固体重力储能仍需要不断验证、解决系统自动化稳定运行等问题，并不断降低综合造价，提升能量转换效率和系统扩展性。飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，再用飞轮带动发电机发电的储能技术，具有响应快、高功率、长寿命等优势，适用于短时大能量储能场景，包括高铁动能回收、航母飞机弹射器、航天发射器等。我国飞轮储能技术相对欧美日落后，设备依赖进口，未来需要各方协同，实现技术的弯道超车。

　　新型储能有望“十四五”期间实现规模化应用

　　储能技术是新能源规模化发展的重要配套基础设施。“十三五”期间，随着国家政策引导和产业持续投入，我国储能技术发展迅速，锂离子电池、液流电池、钠离子电池、铅蓄电池、压缩空气等储能技术已接近国际先进水平。“十四五”期间，我国将持续坚持创新引领，多元发展，积极推动新型储能技术开发落地。

　　目前，新型储能技术发展仍面临锂离子电池成本居高不下，新型储能价格机制尚未确立、商业模式有待探索，新能源配储标准缺失，监管难度大及国家法律层面支持力度不够等问题。在不同储能场景层面，分秒级尺度的储能技术基本上能够满足要求，而中长时储能技术还存在一些缺口技术及安全性问题。因此，中长时间尺度的储能技术和高比例可再生能源主动支撑技术的发展和推广，将是储能行业的重要发展趋势，预计未来几年百兆瓦级大规模储能示范项目建设也将成为常态。同时，新型储能技术的应用需要结合新型电力系统实际需求，以提升电力系统稳定性、终端用户用电可靠性和技术经济性为导向，完善法规标准体系建设、储能价格机制与商业模式探索，因地制宜、循序渐进，推进新型储能高质量发展。