随着新能源大规模发展，对新型电力系统调节能力提出更高要求。新型储能作为提升能源电力系统调节能力的重要支撑，被视为支撑新型电力系统的基础装备。

国家能源局科技司副司长刘亚芳介绍，新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能。与抽水蓄能相比，新型储能选址灵活、建设周期短、响应快速灵活、功能特性多样，正日益广泛地嵌入电力系统源、网、荷各个环节，深刻地改变着传统电力系统的运行特性，成为电力系统安全稳定、经济运行不可或缺的配套设施。

新型储能是实现“双碳”目标的重要支撑，未来还将彻底颠覆能源电力系统的发展结构和电力运营格局。当前，从技术路线到市场机制，从安全程度到标准体系都还在不断成熟完善，新型储能规模化、产业化、市场化发展还有很长的路要走。

技术多元化发展装机规模连年攀升

新型储能应用场景多样，能够与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，在电源侧可与新能源、常规电源协同优化运行，在电网侧可提升电力安全保障水平和系统综合效率，在用户侧可灵活多样应用。

中电联发布《新型电力系统调节能力提升及政策研究》提出，针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求，为提高新能源频率响应特性和短期调节能力，在集中式新能源场站配置一定比例储能，主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

近年来，国家能源局会同相关部门接连出台了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《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》《新型储能项目管理规范（暂行）》《关于加强储能标准化工作的实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等一系列政策文件。

随着顶层设计不断健全，创新示范持续开展，新型储能装机规模连年大幅攀升。据中国能源研究会储能专业委员会最新数据统计，截至年第三季度，中国已投运储能项目累计装机规模达到50.3GW，其中新型电化学储能累计装机规模达到6.6GW，同比增长78%。

在装机数据之外，储能呈现出技术多元化发展、性能指标快速进步、建设成本持续下降、应用场景丰富多元等特点。

储能用锂离子电池能量密度较十年前提高了一倍以上，已形成较完备的产业链；飞轮储能技术突破了大容量飞轮及高速电机关键技术，完成了样机方案设计及关键部件研制；钠离子电池作为下一代储能技术，具有成本低、原材料丰富的特点。

全钒液流电池的隔膜、电解液等关键材料已经实现国产化。年10月30日，迄今全球功率最大、容量最大的百兆瓦级液流电池储能调峰电站正式并网发电。

压缩空气储能技术发展迅速，在张北、金坛等地建设的大规模压缩空气储能示范项目今年已陆续并网运行。清华大学电机系教授、青海大学副校长梅生伟介绍，压缩空气储能结合抽水蓄能与电化学储能两种主流储能方式的优点，又能克服二者的不足。除了盐穴，天然气储气库、煤矿航道等均有潜力建设大容量、大规模储能电站。压缩空气储能在源、网、荷三侧都可以作为抽水蓄能和电化学储能的有益补充。

目前各类新型储能技术创新和工程示范十分活跃。截至年10月底，全国已有多个省（区、市）开展省级新型储能示范工作。其中，年发布的省级新型储能示范项目中，山东省开展的示范项目均已投产。

近年来，国家电网公司在储能应用多领域开展了多项重点示范及创新实践。年开始建设张北风光储输示范项目，开展了新能源与储能联合试验运行，年建成江苏电网侧储能示范项目。

在业态创新方面，国网青海省电力公司首次在国内提出“共享储能”概念，支撑和促进青海省新能源高质量发展，年建成基于区块链技术的共享储能交易平台，支撑了储能安全高效参与辅助服务市场。截至年10月底，青海电网共享储能电站累计交易笔，实现增发新能源电量1.39亿千瓦时。

技术标准未健全商业模式待清晰

为满足未来新能源消纳及电网灵活调节的需求，新型储能还有巨大的增长空间。预计到年年末，新型储能在电力系统中的装机规模将达到万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

业内专家表示，储能发展规模目标和技术路线有待进一步明确。虽然国家提出了“十四五”末储能装机规模达到万千瓦总体发展目标，但电网及相关省份与之相配套的专项规划有待制定。

截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源﹢储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。

中电联近日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大，而多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。

新型储能成本较高也是让新能源企业头疼的问题，投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。多数地方暂未出台针对储能的运行管理办法，相关运行考核、奖励机制尚不完善。在已出台的管理办法中，对储能的考核和奖励力度偏弱，且不与其配套新能源电站考核电量挂钩，难以有效督促储能电站加强自身运行管理。

电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。从目前的运行情况看，储能电站故障率偏高，影响储能调度运行。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，年1~8月，全国电化学储能项目非计划停机达到次。

安全隐患的背后反映了储能技术标准体系有待进一步健全。一方面，由于部分标准制定时间较早，受当时技术水平和运行经验限制，动态响应特性、故障穿越能力等涉网指标要求偏低。另一方面，现行不同标准要求间存在差异，部分标准在信息接入要求、接入电压等级、功率因数调节范围等技术指标方面存在规定不一致的问题，导致标准执行存在困难。此外，涉及新能源储能联合运行、集群调控等新业态方面的技术和管理标准缺失，亟须加快制定。

研究建立新型储能价格机制加大运维管理

为提高储能利用效率，中电联在报告中建议，结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略。

提升储能在电力市场的盈利水平离不开参与形式的灵活性。对此，国家电力调度控制中心原副总工程师裴哲义建议，推动新能源配建储能转为独立储能或与新能源场站作为联合体参与电力市场。在电力现货市场运行地区，可允许新型储能灵活选择一充一放、两充两放甚至多充多放运行模式，赋予储能企业更多灵活自主决策的权利。结合储能运营需要，允许新型储能与发电企业或电力用户签订带曲线的分时段中长期合同，引导其丰富经营策略。积极鼓励储能参与调频等辅助服务市场，探索建立动态价格机制，充分激励储能的快速响应性能。

国家能源局相关负责人也表示，加快完善储能价格和市场机制。支持储能作为独立市场主体，或以与其他市场主体联合的形式，参与电力现货市场，根据市场价格信号，参与市场调节，获得相应收益。正在研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制，鼓励探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式的应用。

加大科技创新与运维管理是提升储能安全水平的重要手段。中电联在报告中建议，改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平；加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题。完善技术标准体系方面，国家能源局相关负责人表示，充分发挥储能标准化平台作用，建立涵盖新型储能基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护、安全应急等专业领域，各环节相互支撑、协同发展的标准体系，到年，标准体系基本完善。