新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要技术和基础装备，也是实现“双碳”目标的重要支撑。今年1月和5月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》《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》，对推动新型储能规模化、产业化、市场化发展作出重要部署。本期邀请专家围绕新型储能发展进行研讨。

　　主持人

　　本报理论部主任、研究员 徐向梅

　　新型储能技术持续研发创新

　　主持人：什么是新型储能？我国新型储能发展现状如何？

　　刘亚芳(国家能源局科技司副司长)：党的二十大报告明确提出，要加快发展方式绿色转型，积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系。为贯彻落实党的二十大精神，加快发展可再生能源，特别是风电、太阳能发电，优化我国能源结构，降低化石能源消费比重，发展储能技术成为我们需要持续发力的一个重要任务。

　　储能技术能够实现能量的时空转移和转化。储能技术总体可以分为物理储能和化学储能两大类。物理储能主要包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、重力储能、相变储能等；化学储能主要包括锂离子电池、矾液流电池、铁铬液流电池、钠离子电池以及氢(氨)储能等。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，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。

　　新型储能可以改变电力系统即发即用的传统运营方式，提高系统灵活性调节能力，不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳，实现碳达峰碳中和目标的关键支撑，还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。新型储能技术发展还将催生能源新产业、新业态，已经成为世界各国抢占能源战略和装备制造业新高地的重要领域。据不完全统计，截至2021年年底，全球已投运储能约2亿千瓦，同比增长9%，其中新型储能累计装机约2500万千瓦，同比增长约68%，在全部储能装机中的占比从8%提高到12%。从地域来看，美国新型储能累计装机达650万千瓦，总规模居全球首位，并已建成多个40万千瓦以上规模大型项目。

　　我国高度重视新型储能技术产业发展。根据各省上报数据，截至2021年年底，全国已投运新型储能项目累计装机规模超过400万千瓦。预计到2022年年底，全国新型储能装机规模可能超过600万千瓦。按照党中央决策部署，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，健全顶层设计，开展创新示范，强化统筹评估，因地制宜配建，鼓励科学高效调用，大力加强行业管理，推动新型储能装机规模连年大幅攀升，并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。

　　当前各类新型储能技术性能指标不断提高，安全防控技术和措施逐步完善。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；全钒液流电池的隔膜、电解液等关键材料已经实现国产化；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；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。目前各类新型储能技术创新和工程示范十分活跃。

　　“十四五”期间，我国将持续坚持创新引领、多元发展，强调市场主导、安全高效，鼓励创新示范、先行先试，积极推动新型储能技术创新。同时，结合新型电力系统的实际需求，以提高终端用户用电可靠性、提升电力系统稳定性和技术经济性为导向，因地制宜，循序渐进，尊重市场主体，推进新型储能高效应用和高质量发展。预计到2025年年末，新型储能在电力系统中的装机规模将达到3000万千瓦以上，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。

　　完善运行机制参与电力市场竞争

　　主持人：我国新型储能参与电力市场和调度运用情况如何？怎样进一步推进新型储能规范高效参与电力市场？

　　裴哲义(国家电力调度控制中心原副总工程师、教授级高级工程师)：截至2021年年底，国家电网公司经营区在运电化学储能电站223万千瓦/494万千瓦时。目前，共有20个省份建有储能项目，分布在华北、华东和西北地区，投运容量10万千瓦以上的省份有：山东(54.4万千瓦/108.8万千瓦时)、江苏(37.1万千瓦/154万千瓦时)、青海(36万千瓦/50万千瓦时)、安徽(19.8万千瓦/20.2万千瓦时)、湖南(13万千瓦/26万千瓦时)、河南(12万千瓦/16万千瓦时)。

　　国家电网公司已建立覆盖储能调度各流程的管理体系，在储能的并网管理、运行管理、调度技术等方面开展了大量工作，为储能高效运行奠定了良好基础。

　　在并网管理方面，完善并网技术标准，出台《电化学储能系统接入电力系统技术规定》，明确储能电站额定功率和能量、一次调频、高低电压穿越等技术要求，提升了储能可靠利用水平；提升并网检测能力，组织建成了针对储能设备及并网过程的试验检测平台，并取得相关国家资质，具备了覆盖从电池储能核心部件到储能系统的全链条检测认证能力，促进了并网技术快速进步。

　　在调度运行方面，做好合规调度，按照《电化学储能电站并网调度协议示范文本(试行)》组织做好并网调度协议签订工作；完善储能调度管理制度，制定《电化学储能调度运行管理规定》，明确并网、运行、检修等要求；推动储能电站纳入“两个细则”考核，奖优罚劣，促进储能电站运行水平提升。

　　在调度技术支持系统方面，国家电网公司已试点开展了储能的省市县三级协调控制，抖客网，统筹实现各级电网对储能的差异性调用需求。省调控制储能满足全省调峰和供电需求，市调、县调调用所辖储能满足区域潮流控制、防止设备过载的需求。此外，已建设储能调度技术支持系统，实现了三级调度运行控制信息共享，并制定协同控制策略。

　　储能参与市场应用场景及商业模式初步形成。目前，国家电网公司经营区域内电力交易平台独立注册的储能主体有22家，总容量94万千瓦，主要参与省内现货市场、辅助服务市场。在现货市场方面，独立储能通过“报量报价”的方式参与，在日前市场出清形成充放电计划，日内按日前计划运行，按节点电价进行结算，获得现货峰谷价差收益。