储能是未来电力行业发展的必然选择。由于新能源规模化的接入电网、电力削峰填谷、参与调压调频、发展微电网等方面的需要，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。
目前，除了抽水蓄能比较成熟之外，其它的储能方式均处于新兴阶段，技术仍有进步空间。
新型储能是除抽水蓄能以外以输出电力为主要形式的储能技术，具有精准控制、快速响应、灵活配置和四象限灵活调节功率的特点，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的平衡能力、支撑能力和调控能力，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。
新型储能通过与数字化、智能化技术深度融合，将成为电、热、冷、气、氢等多个能源子系统耦合转换的枢纽，可以促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，支撑能源互联网构建，促进能源新业态发展。也是未来的新能源储能技术发展趋势。
新型储能本体技术发展迅速，呈现出“百花齐放”的良好态势。
电化学储能技术
锂离子电池性能大幅提升，电池能量密度提高1倍，循环寿命提高2～3倍；成本下降迅速，储能系统建设成本降至1200～1800元/ kWh；平准化度电成本降至0.58～0.73元/ kWh（按照储能每天充放电循环一次），产业链持续完善，基本实现国产化，已初步具备规模化商业化发展条件。液流电池方面已攻克全钒液流电池卡脖子技术，基本能够实现关键材料、部件、单元系统和储能系统的国产化，循环寿命超过16000次，储能系统建设成本降至2500～3900元/ kWh，正在建设百兆瓦级项目试验示范。铅碳电池取得较大进步，循环寿命达5000次，储能系统建设成本降至1200元/kWh，实现了兆瓦到数十兆瓦级应用。其他电化学储能技术如下一代锂离子电池、钠离子电池、液态金属电池、金属空气电池尚不具备实用化价值。
压缩空气储能方面开展了新型压缩空气储能研究，并在关键技术上取得较大突破，实现10MW级先进压缩空气储能技术试验示范。飞轮储能方面自主掌握了飞轮、磁悬浮、电机系统等关键技术，实现了钻机动力调峰、动态UPS、电能质量管理的示范应用。
超级电容储能方面混合型电容实现较大突破，能量密度已达到40Wh/kg以上，功率密度已达到1kW/kg以上，充放电循环次数50000次以上。储热、氢储能技术也实现了原理样机突破。
“十四五”期间我国年新增新能源装机预计将达到1～1.2亿千瓦左右，相比“十三五”年新增新能源装机规模翻番，将对电力系统接网消纳能力造成前所未有的挑战，亟须以新型储能等技术为物理基础，结合数字化智能化等技术，构建新型电力系统。
国家发改委和国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号）提出，到2025年我国非化石能源发电量占比达到39%。新能源占比不断扩大，以及锂电池成本不断降低，驱动电化学储能应用持续扩大。根据 WoodMackenzie 预测，未来10年电化学储能装机将持续高增长，年复合增长率将达31%。其中，中国作为电化学储能的装机大国和能源革命的先锋，其电化学储能装机累计规模未来 5 年的保守复合增长率将达到57.4%，理想状态下更是能够达到70.5%，实现真正的超高速增长。
长期来看，低成本、高安全、长寿命是储能技术发展趋势。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时储能技术，可广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等场景中，在提高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有较大发展空间和强竞争力。根据光大证券研究所测算数据，在考虑 0.288 元/kW·h 充电电价、不考虑充电电价（利用弃风弃光充电）、不考虑充电电价且折现率为零三种情形下，压缩空气储能成本均低于磷酸铁锂电池，在后两种情形下成本更低。
各级政策推进新型储能加快部署。《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）等国家级政策强调了新型储能对实现“双碳”目标的重要意义，明确了新型储能产业各阶段发展目标，对于产业发展具有指导性作用。此外，江苏、安徽、福建、河北等各地政府纷纷出台强制性或激励性政策，明确了光伏发电、风电等新能源项目中配储比例，大力引导新型储能发展。
（来源：中关村储能产业技术联盟）
稿件来源：科技投行工作组
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