在3月24日举行的中国新型储能高质量发展大会上，国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，新型储能对能源转型的支撑作用已初步显现。为进一步夯实新型储能高质量规模化发展的基础，她建议，要推动新型储能科学合理配置，提高新型储能设施利用效率，推动多元储能技术应用，完善新型储能标准体系。

　　规模化发展渐显

　　受益于市场需求和政策导向双重驱动，我国新型储能规模化应用趋势逐渐呈现。

　　“截至去年年底，全国新型储能装机规模约870万千瓦，新增装机同比增长超过110%，平均储能时长约2.1小时，对能源转型的支撑作用已初步显现。”刘亚芳表示。

　　据电力规划设计总院副总工程师戴剑锋介绍，2022年投产的新型储能项目单机单站规模不断扩大，其中锂离子电池储能项目的单站最大规模超过200MW，张家口压缩空气储能示范项目、大连液流电池储能示范项目单机单站规模均突破100MW。2022年新增的新型储能项目时长以2-4小时为主，部分项目储能时长达到了4-6小时。总体来看，新型储能规模化发展趋势愈发明显。

　　同时，我国新型储能技术呈现多元化发展趋势。戴剑锋表示，当前锂离子电池储能仍占新型储能装机中主导地位，但在2022年，压缩空气储能、液流电池储能发展提速，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等新技术陆续开展示范应用。

　　清华大学电机系主任康重庆认为，储能具有“功率支撑、电量转移”的技术特性，多元储能技术可为系统提供平滑新能源出力、跟踪发电计划、辅助系统调频、提供容量备用等多种支撑作用。

　　缺乏长效的商业模式

　　据了解，目前我国新型储能仍处于发展初期，不同技术路线对应的产业链成熟度存在较大差异，其中锂离子电池储能已经形成了较为完备的产业链。但行业在迅速发展的同时也暴露出一些问题。

　　“安全问题已成为锂离子电池储能发展技术瓶颈。”南方电网储能股份公司储能科研院院长陈满表示。据统计，近5年全球大约共发生36起储能电站起火爆炸事故，其中三元锂电池27起，磷酸铁锂电池9起。

　　其次，电化学储能技术经济性仍有待提升。“与抽水蓄能机组相比，锂离子电池储能寿命较短、可用容量不断衰减，全寿命周期度电成本较高。”陈满说。

　　再次，储能商业模式与市场机制有待进一步完善。陈满表示，目前储能辅助火电机组调频发展空间有限；新能源配套储能额外增加了发电企业成本，成本分摊及疏导机制有待完善；电网侧储能缺乏成本回收渠道及价格机制；用户侧储能获益受制峰谷价差，只有在峰谷价差较大的北京、上海、江苏、广东等地区得到比较广泛应用，企业盈利仍需精细化管理。

　　推动新型储能科学合理配置

　　为进一步夯实新型储能高质量规模化发展的基础，刘亚芳建议，要强化规划引导，推动新型储能科学合理配置。结合新型电力系统建设需求和新型能源体系发展情况，科学安排新型储能发展规模、建设布局和建设时序，适时开展实施方案的调整。

　　在提高新型储能设施利用效率方面，刘亚芳表示，要加强调度运用。电力调控机构要加快完善储能调度管理制度，积极探索建立新型储能、新能源加储能一体化系统的调度机制。推动多元化新型储能技术应用和产业发展，鼓励各地开展政策机制的先行先试。

　　此外，还需要加强新型储能标准的制定修订工作。“我们正在组织研究编制大型风光基地及送电配套新型储能的规划技术导则，下一步将结合各方面的反馈意见完善以后抓紧出台。”刘亚芳说。

　　本次会议同期举办了《中国新型储能发展报告2023》发布会。报告指出，为解决当前新型储能项目成本回收困难的问题，应进一步加强新型储能价格机制研究，按照“谁受益，谁付费”的原则，结合电力市场建设情况，因地制宜，灵活运用市场和政策两种手段，创新商业模式，让新型储能的价值得到充分体现和回报。