从规划、技术等多维度 推动新型储能高质量发展

2024年，我国新能源发电装机规模首次超过火电。在新能源快速发展的背景下，新型储能成为促进新能源开发消纳的重要手段。

据国家能源局统计数据，截至2024年年底，全国已投运新型储能装机规模为7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，装机规模首次超过抽水蓄能，平均储能时长为2.3小时，单站规模10万千瓦及以上项目装机占比约为62%。

截至今年6月底，全国新型储能装机规模达9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年年底增长约29%。其中，内蒙古、新疆新型储能装机规模超1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模超500万千瓦。

目前，新型储能以独立储能、共享储能和新能源配储为主要应用场景，合计装机占比在2024年年底接近90%，有力促进了新能源开发消纳，有助于提高电力系统安全稳定运行水平。

在国家和地方政策的推动以及电网企业调度机制的不断优化下，新型储能应用效果逐步显现。2024年新型储能年均等效利用小时数911小时，比2023年提升约300小时。浙江、江苏、重庆、新疆等8个省份年均等效利用小时数超过1000小时。

今年迎峰度夏期间，多地电力负荷创新高，新型储能为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。其中，江苏、山东等地先后开展全省新型储能电站用电高峰期间集中调用，调用同时率超过95%。

虽然装机容量呈快速增长态势，但新型储能高质量发展在规划统筹、技术创新等方面还面临一些挑战。

一是新型储能规划建设与电力系统多维度需求有待深度融合。截至6月底，国家电网经营区有22个省份发布了新型储能规划，总装机规模达7740万千瓦，接近2025年国家规划规模的2倍。然而，现有储能规划多是基于新能源发展规划按比例进行配置，对不同技术类型的新型储能及新型储能与抽水蓄能、火电等其他灵活调节资源的发展规模、时序缺乏统筹规划，对独立储能建设布局缺乏科学引导，对各类新型储能的多重价值缺乏量化评估。面向高比例新能源的新型电力系统建设，需要不同时间尺度的有功调节类以及无功支撑类等多维度调节资源，要综合考虑新型储能、抽水蓄能、煤电灵活性改造、需求侧响应等调节资源的技术经济特性，结合地区源荷发展规划、网架建设等实际情况，科学规划新型储能发展规模、布局和建设时序。

二是高安全、长时、构网型储能技术有待培育。面对高比例新能源接入带来的系统安全问题和灵活性需求，以及高温、寒潮等极端天气频发情况，大容量、长时、高安全可靠性的储能技术将发挥重要作用。我国新型储能仍以锂离子电池储能为主，本征安全问题尚未得到根本性解决。钠离子电池、液流电池等安全性较高的储能技术在经济性方面与锂离子电池差距较大，仍需在产业链建设和技术突破方面给予政策扶持。要加快推动适用新型电力系统的长寿命、低成本、高安全性、长周期的储能技术研发和示范，推动压缩空气储能等已示范应用的技术逐步商业化运营，加大构网型储能技术应用示范力度，集中攻关钠离子电池、液流电池技术，使其具备规模化应用条件，超前布局热质储能、氢储能、金属空气储能等长时储能技术，有力支撑高比例新能源接入下的电力保供和系统安全稳定运行。

作者单位：国网能源研究院有限公司新能源研究所