3月21日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。方案中强调，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。到 2030 年，新型储能全面市场化发展。

其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。

新能源发电助力储能协同发展

新型储能的重要应用场景为新能源配套储能系统，针对新能源消纳和系统调峰问题，提升新能源并网友好性和容量支撑能力，以破解高比例新能源接入带来的电网控制难题。

方案中强调，加大“新能源+储能”支持力度。在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。在新能源发电持续推进的同时，新型储能作为重要的配套设施，有望同步加速发展。

新型储能技术路线丰富，根据CNESA数据，2020年中国电化学储能装机增速提升至91%，而2019年装机增速只有59%，带动储能逆变器进入高速发展阶段。其他技术路线上，熔盐储能规模进一步扩大，投运项目累计占比达1.5%。

此外，百兆瓦级压缩空气储能关键技术也是新型储能技术装备攻关的重点方向。2021年10月，我国首套10MW先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电，也是压缩空气储能领域国家示范项目。光大证券研报认为，先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。

多地加速布局储能建设

在浙江长兴，总投资67亿元的新能源电池生产基地项目正式开工建设。项目围绕磷酸铁锂、三元材料等新能源原材料，规划建设全球领先的储能系统。

浙江长兴县发改局副局长 陈雪峰：“十三五”时期我们就已经开始谋划布局集“源网荷储售”一体的能源发展体系，储能产业作为其中的一个重要环节，我们支持市场主体特别是龙头企业，加强产品的技术研发，对技术比较成熟的龙头企业，我们吸引来长兴投资发展储能产业。

“十四五”期间，浙江省力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。

在山东济南，我国首座百兆瓦级分散控制储能电站正式投运。它每次充电可充21.2万度电，能够满足1000户家庭一个月的使用电量。

济南百兆瓦级分散控制储能电站工程师 文子强：我们这个项目目前吸纳的是山东省内富余的新能源电量，每天可以充放两次，可以吸纳40万度电，然后通过电网的需求，实时地释放出去供用户使用。

湖南省建立“新能源+储能”机制，力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦时以上。宁夏提出，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长要达到2小时以上。

电力规划设计总院技术创新与产业策划中心主任 戴剑锋：目前我们已经从实验室阶段，进入了商业化应用的初期了。截止到2021年底，我国的新型储能的这个规模，已经突破了300万千瓦。

国家发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

中国能源研究会储能专委会主任 陈海生：(目前)我们(储能)总体的装机，大概接近于我们系统电力总装机的2%，在2050年左右，就应该占到总装机的10%到15%，距离我们这个市场需求还有巨大的空间。

全球电化学储能市场规模快速扩大

根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，同比增长 3.4%。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 172.5GW，同比增长 0.9%，占比 90.3%；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为 14.2GW，占比 7.5%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为 13.1GW，占比 92.0%，突破 10GW 大关。

目前储能行业处于各项技术共同发展的阶段，还没有能够形成绝对优势储能技术。

目前，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容等物理储能技术，以及锂离子电池、铅碳电池、液流电池、钠硫电池等电化学储能技术，都各具优缺点，不同储能技术特性差别显著，适用范围也不尽相同。

其中，飞轮与超级电容器储能更多应用于工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与电力调频领域；抽水蓄能以及压缩空气储能技术等主要应用于大电网的输配电环节，而电化学储能则主要运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。

2020年，全球电化学储能项目的新增装机规模达到4.7GW，超过2019年新增投运规模的1.6倍。中国、美国和欧洲占据2020年全球电化学储能市场的主导地位，三者合计占2020年全球新增电化学储能投运总规模的86%，并且新增电化学储能投运规模均达到GW级。

我国是全球电化学储能规模增长最快的国家。

根据 CNESA，2020 年全国新增投运电化学储能项目装机功率达 1559.6MW，新增装机规模再次位列全球首位。截至 2020 年底，我国累计投运的电化学储能项目装机规模已达 3269.2MW，同比增长 91.2%

储能对能源调节的重要性不言而喻，根据彭博新能源财经（BloombergNEF，BNEF）的预测，2025 年我国电化学储能新增投运规模将达 8,241MW，至 2025 年中国电化学储能累计投运规模约 32.5GW，意味着，中国电化学储能累计装机规模在五年间将从 2020 年的 3.3GW 增长至 2025 年的 32.5GW，年复合增速将达 58%以上，储能行业迎来快速发展机遇。

新型储能技术突破

1、世界首座压缩空气储能电站投运

2021年8 月 31 日，世界首座非补燃压缩空气储能电站 —— 金坛盐穴压缩空气储能国家示范工程送电成功。这是压缩空气储能领域唯一的国家示范工程，也是江苏省 2019、2020 年重点项目。它在电网负荷低谷期使用电能压缩空气，并将其高压密封在地下 1000 米的盐穴中，待电网负荷高峰期再释放压缩空气推动汽轮机发电，从而达到降低电网负荷峰谷差的目的。

据悉，金坛盐穴储能项目首次采用了世界上最先进的非补燃式压缩空气储能技术。该技术能将压缩空气时产生的热能收集和存储起来，待释能时用来加热进入膨胀机做功的空气，将电能转换效率提升至 60% 以上，全过程无燃烧、无排放。为帮助项目尽早并网发电，常州供电公司跨前对接，于 2020 年 10 月便启动了进线工程建设。

2、飞轮储能系统首次在电气化铁路实现应用

我国兆瓦级飞轮储能技术应用已取得重大突破，这是首次将飞轮储能应用到电气化铁路领域，在邯长铁路河北新固镇牵引变电站，这个类似集装箱的电气机柜就是刚刚正式投入运行的兆瓦级飞轮储能装置。

飞轮储能与以往我们熟悉的电池等化学储能不同，它是利用电动机带动飞轮高速旋转来储能。转速提高时，进行充电转速降低时，就可以放电。飞轮储能系统项目总负责人陈鹰举了一个形象生动的例子，就像陀螺一样，你给它施加外力之后，陀螺会以一定的速度转起来，你不再抽它，它也不会立刻停下来，要过一段时间能量消耗完了再停下来。实际我们的飞轮也是一种大陀螺。

有了这套飞轮储能装置，火车进站刹车时产生的巨大电能就可以利用它加速飞轮旋转，相当于把电能储存起来，火车提速出站时飞轮则可以释放能量给火车，不仅改善了铁路供电系统电能质量，还减少了电能的消耗，仅这一个铁路牵引变电站每天就可节约3000度电能。

3、混合超级电容器储能技术

混合超级电容器HUC（Hybrid UltraCapacitor）在烯晶碳能电子科技无锡有限公司（GMCC）完成各项测试，这标志着第二代混合超级电容器成功诞生，储能器件领域将再获突破，再添“中国智慧”。

混合超级电容器（HUC）是超级电容器科学和锂离子电池科学的结合，兼备高能量密度和高功率密度，能量密度80-160Wh/kg、功率密度6-12kW/kg，充放电倍率30-150C，并解决了锂离子电池的低温问题，实现-35摄氏度10C放电。同时具备线性充放电外特性，易于精准系统管理，同时由于调节负极工作电位，大幅避免了析锂风险，提高了本征安全性，由于引入了超级电容器的科学原理，构建新型材料体系，使得混合超级电容器的寿命相比锂离子电池大幅提升可以达到5万次以上，100% DOD 10C/10C 充放电经循环25000次，容量保持率可达85%。

据了解，电网在进行传统大规模新能源接入的同时，降低了传统燃煤机组发电量，降低了电力消费的碳排放，也同步压减了电网旋转备用容量，而新能源接入应用了大量的电力电子装置，系统的低惯量、欠阻尼特征是大电网安全稳定运行面临的巨大挑战。因此，各国电力研究机构积极的寻求高性价比、高安全的储能解决方案。

GMCC首席技术官孙伟博士介绍说：HUC储能系统‘毫秒级响应’速度，在‘秒级—分钟级’需求场景具有高性价比、高安全性、宽温度范围等优势明显，HUC不仅仅可以在运输交通领域，也可广泛应用于电力储能领域，例如电网的一次调频和制动能量回收，对提高新能源接入质量，电网的安全稳定运行，用电质量的保障起重要作用。”这意味着晶碳能电子科技无锡有限公司（GMCC）最新研发的超级电容器微储能装置，不仅可以作为电网的“涡轮增压装置”，保障电网的安全稳定运行；还可以作为电网谐波的清除者保障用户的绿色供电，同时又可以做配网的“充电宝”，能够在突发电压暂降时保障用户供电不间断。

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