不足5年时间 新型储能将完成全面商业化准备

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确到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。不足5年时间，新型储能要完成全面商业化各项准备，挑战不小。作为能源绿色低碳转型的关键基础设施，新型储能技术路线纷繁复杂、应用场景灵活多变，构建完善的新型储能系统必须坚持技术和应用“两个多元化”。

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、储热、储冷、储氢技术等。无论采用哪种技术，主要目的就是把多余电能储存起来，需要时再调用。电是一种特殊商品，在传统电力系统中，整个系统时刻处于动态平衡状态，发多少电就必须用多少电。一旦这种平衡被打破，严重时将引发大面积停电和安全生产事故。

在火电时代，通过电网精确调度，可轻松做到用多少电发多少电。随着“靠天吃饭”的风电、光伏等新能源大规模接入电网，发电时间和电量较难为人所控，电力系统实时平衡越来越难把握。按照2060年非化石能源消费比重达到80%以上测算，理论上我国风电、太阳能发电等新能源装机将达数十亿千瓦，成为电力供应主体，电力供需失衡或将成常态。如果将部分电能像普通商品一样存储在仓库中，用户需要时送出去，不需要时存进来，便可保持电力系统实时平衡。储能设施就是这个重要的“仓库”。

“双碳”目标下，加快推进新型储能技术规模化应用势在必行。在储能设施中，目前使用最为广泛、成熟且经济的当属抽水蓄能电站，但其对于地理条件要求较高，建设周期长，难以灵活布局。新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，恰好与抽水蓄能优势互补。在新能源开发消纳规模不断加大，尤其是在戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能重要性逐渐凸显。

当前，新型储能面临一大问题，就是技术种类繁多，不同技术路线性能不同、各有优劣，不存在一种技术“打天下”的可能。从发展阶段看，各类技术普遍处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段，技术成熟度总体不高，仍需持续研发和工程优化。比如，技术相对成熟的电化学储能，仍面临安全性、适应性以及高成本等问题。从资源条件看，各技术发展空间尚存“天花板”。电化学储能受矿产资源约束，压缩空气储能则受地质地形因素限制。

因此，构建完善的新型储能系统应坚持“技术多元化”。当前阶段，新型储能技术进步仍存在不确定性，过于具体的政策规划容易造成资源错配。选择何种技术路线、装机如何匹配、各类技术怎么组合，也绝不能仅跟着资本的指挥棒前行。有关部门要做好顶层设计，结合我国现有的工业环境、技术水平、成本造价、各地资源禀赋等因素，进行科学论证，准确选择适合我国国情的新型储能技术给予重点支持、培育。针对争议较大的新型储能技术，要谨慎扩大商业化运营。

构建完善的新型储能系统还应坚持“应用多元化”。储能技术的应用贯穿新型电力系统转型的电源侧、电网侧、用户侧三个环节。目前，新型储能应用以风电场、光伏电站等电源侧配置为主。截至目前，我国已有超过20个省市发布了新能源配置储能政策，配置比例在5%至20%之间，虽然市场增速较快，但过于单一的应用场景限制了市场总体规模，也不利于充分发挥新型储能对新型电力系统的支撑作用。

储能系统本质上是灵活性供电的提供者，未来能源系统将是以新能源为主体、多种形式能源共同构成的多元化能源系统，对灵活性调节的需求越来越大，储能潜在应用场景也将不断拓展。其中，和多数人关系最密切的是用户侧储能，数据显示，2021年住宅储能系统占据德国电池储能市场的主导地位。随着5G通信、数据中心、新能源汽车充电桩等新基建建设加速，以及储能技术进步，电力市场不断完善，我国用户侧储能应用的广度和深度也将不断拓展。

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