新能源已成为我国第二大电源。近20年，我国新能源发电持续加速式发展。目前，风电和光伏装机量遥居世界第一。截至2022年底，我国新能源装机容量达到7.5亿瓦（为中国大陆统计数据，以下同），约占全国电源装机的30%。2023年6月，新能源装机已突破8亿千瓦。

在新型电力系统中，储能可以与源、网、荷各环节深度融合，支撑新能源高比例快速发展，满足电力系统灵活充裕度和高安全、低成本的要求。

新能源将成为主体电源

未来，以风电、光伏为代表的新能源将持续快速增长，最终在全国范围内形成高比例的新能源电力系统，非化石能源将成为能源增量的主体。预计2020——2030年，我国年均新增1.2亿千瓦新能源装机，预计到2030年，将达到16.4亿千瓦，约占全国电源装机总容量的43.2%。

但是，新型电力系统面临着“保安全、保供应”的挑战。新能源发电出力具有随机性、波动性，电力电量时空分布不均衡，加上用电负荷日益尖峰化，以及极端气候的影响，给电力可靠供应带来巨大挑战。

2022年夏季，四川地区出现区域高温天气过程，用电负荷激增，达到同期最高，风电、水电等出力低，多因素叠加导致四川、重庆电力电量“双缺”。该地对应出台了有序用电、放高温假，让电于民等措施。

新能源发电设备还具有低抗扰、弱支撑性，大规模接入会导致系统转动惯量降低、调频能力下降，系统安全稳定风险凸显。2019年8月9日，英国一输电线路遭遇雷击后接连发生电源出力损失、风电场因抗扰能力不足首先脱网，接着三台机组相继跳闸，故障冲击超出系统调节能力，频率持续跌落，造成包括伦敦在内的大规模停电事故，事故发生时风电出力占比超过30%。

储能发挥“双保”重要作用

电力系统承担“保安全、保供应”的使命，储能具有灵活调位、快速响应等优势，可以在新型电力系统中与源、网、荷等各环节深度融合，主动支撑能源电力安全运行，既可以布局在大电源、大电网的关键节点，也可作为分布式智能电网、综合智慧能源系统的关键装备之一，可储可放、兼容并举。

储能按照不同技术原理可分为电化学储能和物理储能，压缩空气、飞轮、超级电容器、超导电磁储、储热都是物理储能。锂离子电池、铅酸铅碳电池、液流电池、钠离子电池、钠硫电池、燃料电池储能等归为电化学储能。抽水储能算是传统的电力储能技术。

未来，储能应用规模需求十分庞大，预计到2030年，为满足电力平衡及新能源消纳率高于95%上的目标，可规模化统一调度储能的应用需求经测算为2.8亿千瓦时，主要集中在有调峰需求的华东，和有消纳需求的西北等地。

抽水储能是现阶段技术成熟度最高、装机量最大的储能技术，已在电力系统中规模化应用。截至2022年末，全国已建抽水储能装机容量达到5900万千瓦，全年抽蓄机组共4075台次参与调频，同比增加64.31%，可有效应对电力系统日益增长的灵活调节需求。

新型储能主要是指除抽水储能外的电储能技术，近了年来实现爆发式增长，2022年，新型储能容量投运突破1000万KW，新成立的储能相关企业38294家，是2021年的6倍，是2020年的10倍。

新型储能应用规模中，锂离子电池占主导地位，其余形式亦有所突破。截至2022年底，我国已投运锂离子电池储能项目总装机规模占新型储能项目主导地位，占比约94.5%。此外钠离子电池、液流电池、压缩空气、飞轮储能等其他技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。

锂离子电池储能具有毫秒级响应速度、布局灵活、综合技术性能好等优势，技术相对成熟，集成规模突破了百MW级，能够适应电力系统不同时间尺度的各类应用场景。近期看，是新型储能应用的主流技术。

相比之下，其他电化学储能综合性能仍需突破。液流电池储能、钠离子电池储能部分指标有相对优势，安全性相对可控。但在综合技术性能方面还存在较大差距，经济性尚须提高。储热形式多样，但是多处于实验研究与示范应用阶段。熔盐储热技术目前已实现规模化应用，高温固体储热、相变储热、热化学储热等技术均在研发中。

电-氢耦合技术成为研究热点，绿氢制备项目不断涌现。电-氢耦合技术涵盖了可再生能源电解水制氢（包括原位海水制氢）、电力系统储氢、氢能发电、电氢耦合互动等领域，拓展电能综合利用途径；氢能可作为各能源之间的桥梁，与化石能源、可再生能源和煤化工产业实现多向联动，通过电能、氢能、煤化工耦合，实现跨季节、长周期、大规模的能源存储。

展望储能的应用形态

未来，抽水储和电化学储能将共同占据我国储能体系主体地位。抽水储能将在双碳进程中得到快速发展，实现应可开发站址资源的最大化利用，在创新中发展。以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化的应用的条件，将成为新型电力系统建设进程中发展速度最快，应用前景最广的储能技术。

抽水蓄能技术是现阶段技术成熟度最高、经济性最好的储能技术，但由于后期边际开发成本逐步提高、工程建设周期较长，常规抽水蓄能的远期技术经济优势将不再凸显，可探讨抽放重液储能和因地制宜地改造流域梯级水电改造成发、储双功能的可能性。

以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化应用的条件，将成为“双碳”进程中发展“加速度”最快，引用前景最广的储能技术。锂电池储能技术因为有场地布置灵活、建设周期短和综合技术性能好等优势，近年来在本体研发、规模化集成、安全防护、功能实现与工程验证等关键技术领域持续提升，预计到2030年，锂离子电池储能单位容量成本接近0.1元/千瓦时·次，在我国储能装机占比有望超过出抽水蓄能。

未来新型储能会呈现多元化发展趋势。压缩空气储能具有单机功率大、容量大、寿命长的优势，但仍需突破关键技术。飞轮储能密度低、储能容量小、自放电率高、成本高，还需突破性能短板以提高应用经济性，可应用于改善用户电能质量、不间断电源等秒级暂态支撑场景，实现与电化学储能的有效互补。

随着未来清洁采暖、电力系统调峰等的需求越来越多，储热技术将越来越多的应用在发电侧和用电侧。大容量跨季节长距离储热为应对可再生能源季节性波动和平衡地区间的差异提供技术手段。

氢储能技术将支撑我国氢电耦合高质量协同发展。可通过电解水制氢等方式，充分利用谷电和“富裕”电制氢，氢储能将在长时间尺度参与调峰。氢能可作为电力、工业、交通、化工建筑、以及冶金等行业的绿色能量来源，以氢能作为原料、燃料，利用氢能的“海绵”和纽带作用，促进各行业间深度耦合。

对储能支撑新能源发展的三点建议

新型储能在新型电力系统中的定位是高安全、低成本、规模化、高利用效率，形成构网型储能技术。

我对储能支撑新能源发展有三点建议，一是要坚持系统性观念，就是多层级、多环节、多类型统筹发展，发展风、光、水、火、核、储、用等多能互补系统：推进多能互补系统建设，利用资源组合、时空互补的优势，保障微电网和大电网的电力稳定供应。推动各地能源主管部门结合实际制定方案，避免“一刀切”、强制要求配置储能规模和时长。考虑新能源资源与负荷特性，坚持储能技术多元化，加强技术创新和产学研合作，充分利用抽蓄和锂电等电化学储能快速调节性能，在削峰填谷、频率支撑、电压调节、安全保障等多方面发挥功能，储热(冷)、储氢等大容量长周期储能用于解决电力系统月度、季节性不平衡问题。

其次是由市场驱动，完善市场化机制，发挥市场配置资源作用。要充分发挥电力现货市场作用，完善优化储能参与电力市场的配套机制；将备用、爬坡响应、系统惯量等逐步纳入辅助服务范畴，探索建立容量市场；落实市场主体身份，建立合理的系统成本和辅助服务费用分摊机制；推动储能作为独立市场主体或作为虚拟电厂聚合资源来参与电力中长期、现货市场交易；完善共享储能的盈利模式；建立“统一调度、共享使用”的运行机制。

最后是发挥协同创新，实现技术创新和管理创新双轮驱动。一方面是技术创新，储能重大技术亟须进一步攻关突破，不断提高储能的安全性、经济性、可靠性和寿命，促进压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，探索开展储氢(输氢、用氢)、储热储冷、抽放重液储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。另一一方面是管理创新，充分发挥体制机制的制度保障作用，推动有效市场和有为政府相结合，激发各方积极性，共同支撑新型储能发展建设。

大力发展可再生新能源，是能源转型的必由之路，是实现金山银山、绿水青山的保证。储能是重要的灵活调节资源，是电力系统安全、灵活、高效、低碳的保护神。新能源和储能是能源转型列车的双轮。需要全社会共同努力，充分发挥储能在新型电力系统中的作用。 

（作者系中国工程院院士）

注：根据新型储能产业高质量发展论坛暨第十三届全球新能源企业500强峰会上的讲话整理