“今年前三季度，我国新型储能项目新增投运装机规模达12.3吉瓦/25.5吉瓦时，新增规划、在建新型储能项目规模102.8吉瓦/240.8吉瓦时。如果四季度能完成10%，年内装机规模将达到49.6吉瓦时，是去年装机水平的三倍。”在近日召开的2023中国能源研究会年会储能专题论坛上，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生指出，我国储能正在经历从商业化发展初期到规模化发展的转变，预计今年新型储能新增装机量将达15吉瓦-20吉瓦，超过过去10年的总和。
近年来，我国储能产业快速发展，产业链日益成熟，其中，电池制造产能占全球75%，正极和电解液产量占全球90%，主导全球电池供应链的趋势愈发明显。据不完全统计，今年以来，有420余项储能相关政策发布，市场主体地位进一步明确，市场机制、价格机制和运行机制逐步改善。
储能成本也实现快速下降。陈海生介绍，今年前三季度，储能系统招标规模为15.7吉瓦/57.4吉瓦时，是去年全年系统采购量的2.8倍。储能系统中标规模合计9.1吉瓦/38.7吉瓦时，远超去年全年水平。EPC和储能系统中标均价一直呈下行态势，储能系统9月中标均价同比下降35%，较年初下降34%，最低中标价格跌破900元/千瓦时。储能电芯出现低于0.5元/千瓦时报价，0.5C储能系统出现低于0.7元/瓦时报价。
陈海生进一步指出，非锂储能技术应用也逐渐增多。首个飞轮火储调频项目、首个飞轮+锂电混储调频项目、用户侧单体最大铅碳电池项目相继投入运行。300兆瓦功率等级压缩空气储能加速布局，多类液流电池细分技术路线以及百兆瓦级钠电项目纳入省级示范项目清单。
“当前，新型储能技术路线多达数十种。”国网能源研究院原院长张运洲介绍，“'十四五'期间，多种技术路线将继续并存，锂离子储能发展领先，全钒液流、压缩空气等多类型储能处于试验示范验证期。'十五五'及中远期，适用于电力系统的储能技术路线将逐步明朗。”
在张运洲看来，新型电力系统各个应用环节对储能装置的放电时间和功率等级要求不同，只有多种储能技术组合，才能满足不同系统运行工况的技术需要。储能应与新能源、火电、水电、核电以及需求响应资源协调运行，保持系统实时调节平衡。他认为，电化学储能成本还存有较大下降空间，“十五五”期间将逐步接近抽水蓄能价格水平。在当前条件下，抽水蓄能技术经济性更好，中远期，以锂电池为代表的新型储能将在高安全、长寿命、低成本等技术难点上迭代突破，叠加应用场景丰富，将呈现出与抽蓄电站优势互补、并行发展的态势。
未来在以“沙戈荒”为重点的风光大基地开发过程中，储能将发挥重要的保供和消纳作用。张运洲指出：“无配套储能情况下，新能源利用率仅为82%，若配套200万千瓦、350万千瓦储能后，新能源利用率可分别提升至92%、95%。不过，通过配储来提高新能源利用率目前仍然缺乏经济性。”
张运洲强调，要围绕新型电力系统发展全局思考储能价值，深入探索新型储能与各类资源协调发展路径，按照稳中求进的思路推动新型储能高质量、规模化发展。
