中国储能网讯：，在政策导向和市场拉动下站到了“风口”，得到快速发展，从试点示范到商业化初期，一些技术难题被相继攻克解决，商业模式雏形显现。另一方面，新型储能以大规模、市场化应用为标志，除需解决安全和成本等问题外，还要统筹规划、合理布局、制定标准，解决政策发力点及其实施效果等问题，以促进新型储能产业和产品的持续健康发展。
一、储能的内涵
能的类型不同，存储方式和途径也不尽相同。储能并不是一个新概念，储能产品也早已进入日常生活。简言之，储能是将能源储存起来以备“不时之需”。薪柴存起来供冬天取暖之用，油储在油罐中供汽车加油，均是储能。新型储能，主要是通过物理或化学手段将电能转化为其他形式的能量存储起来，在需要的时候再以电能的形式释放出来。
储能包括电物理储能、电化学储能、电磁储能等。电物理储能的代表性技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等;电化学储能的代表性技术有锂离子电池、铅蓄电池、液流电池等;电磁储能包括超级电容储能、超导储能等技术。
近年来，电化学储能关键技术被陆续攻克。锂电池具有能量密度大、功率性能高、响应速度快等特点，应用广泛，在电化学储能装机容量中占近90%。铅蓄电池，因技术成熟、成本低廉等优势，在前期应用较为广泛;受回收处理和环保等因素影响，近来市场份额快速下降。液流电池具有储能时间长、容量大、循环周期长等优势，接近接入示范应用阶段。超级电容主要用于轨道交通等领域，超导储能则用作系统装置部件或元器件。随着技术创新步伐加速，氢储能等技术研发也不断取得新突破，基本具备了示范应用条件。
抽水蓄能和压缩空气储能，是利用自然条件的储能。抽水蓄能电站，又称蓄能式水电站，利用电力负荷低谷时的电能抽水至地势高的上水库，在电力负荷高峰期放水至下水库发电，不仅可将电网负荷低时的多余电能用起来，还能起到调频调相、稳定电力系统电压、提高电力系统中火电站和核电站的利用效率等作用。抽水蓄能技术成熟，适合建设大型储能电站。压缩空气储能，是在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气进行高压密封，在电网负荷高峰期释放压缩空气进行发电，尚处于示范应用阶段。飞轮储能是一种机电能量转换的储能装置，利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要时再用飞轮带动发电机发电的储能方式。小微型飞轮储能主要用作重要设施不间断电源;兆瓦级飞轮储能2019年进入商业应用后受到关注。
新型储能，是除抽水蓄能外的项目，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等。新型储能的特点是容量大，建设周期短。
二、新型储能的作用及意义
为什么要高质量、规模化发展新型储能?这是由以可再生能源为主体的新型电力体系安全运行的需要决定的。在可再生能源开发规模快速增加、负荷峰谷差持续拉大的情况下，提升电力系统调节能力、保障电力系统安全稳定运行，必须有新型储能做支撑、来保障。
光伏发电、风电等，是“靠天吃饭”：没有太阳光，光伏发电板安装得再多也发不了电;没有风，风机建得再多也发不了电。随着可再生能源发电占比的不断提高，以新能源为主体的新型电力体系的安全稳定供应必须得到保障;4小时以上的长时间储能成为电力供应安全保障的刚需。
作为新型电力系统的“调节器”，储能的重要性毋庸赘言。储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网 ”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。
储能的作用，可以通俗地理解为大型“充电宝”：风电、光伏发电增加或用电低谷时充电，风光出力小或用电高峰时放电。这样既能平滑不稳定的光风电，也能为常规火电、核电等的电源配套，为电力系统运行提供调峰调频等服务，提高电力系统的灵活性。
三、储能发展现状及市场规模
在应对气候变化、大力发展可再生能源、实现能源转型的时代背景下，全球储能行业迅猛发展。我国相关政策也密集出台，推动储能产业多元化发展。2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统;2021年10月发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，要求加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。“十四五”规划和2035年远景目标纲要也明确提出，要加快发展非化石能源;加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力;加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用等。
《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》分别于2021年7月和2022年1月由国家发展改革委、国家能源局发布实施，明确了新型储能的发展原则、目标任务、试点示范、体制机制和政策保障。两部门还出台《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等相关文件。政策的密集出台为新型储能发展创造了有利条件。
“十三五”以来，我国新型储能由研发示范进入商业化阶段。锂离子电池、压缩空气储能等技术达到世界领先水平。以电化学储能技术为例，电池安全性、循环寿命和能量密度等指标大幅提升，成本快速下降。根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2021年底，我国已投运的储能项目累计装机容量达到45.74吉瓦(1吉瓦=100万千瓦)，同比增长29%。其中，抽水蓄能累计装机容量最高为34.5吉瓦，但电化学储能增速更快，尤其是锂离子电池储能已成为发展最快的新型储能技术。
按照相关规划，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件，装机规模达3000万千瓦以上。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。健全新型储能价格机制和“新能源 储能”项目激励机制，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全;省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力等。
四、对推动新型储能发展的进一步思考
《“十四五”新型储能发展实施方案》提出“市场主导、有序发展”原则，明确了新型储能独立市场地位，并提出充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。以往，新型储能主要作为火电厂的辅助设施参与调频;在明确独立市场地位后，可以独立参与并网调度、交易结算等，尤其是电价相关政策的出台，将加快新型储能的市场化步伐。我国是世界储能技术研发和示范的主要国家之一，但储能占风电、光伏等可再生能源的装机比例(简称储新比)不足7%，发达国家和地区平均占比达15.8%。换句话说，随着我国可再生能源发电规模的快速增加，储新比还有很大的增长空间，新型储能发展前景乐观。
未来，实现新型储能的规模化、产业化、市场化发展，需要跨过安全、成本等“多道门槛”。安全是新型储能产业发展的底线。新型储能模块、电池柜等方面的安全标准、风险评估流程也需完善和规范。面向电力系统应用场景需求，要加快推动长寿命、低成本、高安全、高效率的先进电化学储能材料以及大容量、长时间的新型储能技术研发和市场化进程。
此外，新型储能发展还面临并网接入和调度标准尚不明确、商业模式尚不成熟等问题。在发展新型储能时，应以市场为导向，高安全、低成本、可持续是目标，鼓励储氢、储热、储能等多种技术路线研发，加速提升新型储能成熟度;储能之间的替代应以技术成熟性、经济适用性、安全可靠性作为优先条件;开展国家级储能的经济、政策、应用领域研究，在重视装备制造的同时，也要重视软件、人工智能等产业链关键环节的培育，开始试点示范，以实现新型储能产业持续健康发展。