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用電低谷時，利用電能將空氣壓縮到鹽穴中；用電高峰時，再釋放空氣，推動空氣透平發電。在江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能項目，地下千米的鹽穴化身大型“充電寶”，一個儲能周期可存儲電量30萬度，相當于6萬居民一天的用電量。
這種壓縮空氣儲能是新型儲能“家族”中的一員。日前，國家發展改革委、國家能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》（以下簡稱《實施方案》）提出，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。
新型儲能究竟是什么？“十四五”時期要如何發展？記者進行了采訪。
既能平滑不穩定的風電光伏，也能配合常規火電等參與電力系統調峰調頻
通常來說，新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫（氨）儲能、熱（冷）儲能等。
為什么要高質量、規模化發展新型儲能？這是當前新能源開發規模快速增加、負荷峰谷差持續拉大背景下，提升電力系統調節能力、保障電力系統安全運行的必然需求。
要知道，風電、光伏都是“看天吃飯”，其發電具有波動性、間歇性，“極熱無風”“極寒無光”。隨著未來大規模、高比例應用，再加上煤電面臨轉型、新增裝機規模趨緩，如果遇到無風無光、陰冷冰凍的極端天氣，風電光伏發電出力大減，電力供應由誰來保障？
儲能的作用可以通俗理解為“充電寶”，風電、光伏大發時或者用電低谷時充電，風光出力小或者用電高峰時放電。既能平滑不穩定的光伏發電和風電，提高可再生能源占比，也能配合常規火電、核電等電源，為電力系統運行提供調峰調頻等輔助服務，提高電力系統的靈活性。
3月20日，位于浙江紹興的35千伏紅星變電站內，最后4臺集裝箱式電池組被吊裝至預定位置。至此，浙江首個35千伏電網側直掛式儲能電站進入并網投運倒計時。“儲能電站的最大功率為6兆瓦，可支持約3000臺家用2匹空調同時工作2小時。”國網紹興市上虞區供電公司副總工程師陳岳峰介紹，根據測算，儲能電站建成后，上虞220千伏道墟變電站的峰谷差率將從現在的43.5%降至35.4%，有助于削峰填谷、平滑負荷曲線。
建設周期短，選址簡單靈活，調節能力強
“新型儲能建設周期短、選址簡單靈活、調節能力強，與新能源開發消納的匹配性較好，優勢逐漸凸顯，加快推進先進儲能技術規模化應用勢在必行。”國家能源局有關負責人介紹。
看建設周期，抽水蓄能電站建設周期通常為6至8年，新型儲能中的電化學儲能項目建設周期為3至6個月，新型壓縮空氣儲能項目建設周期一般為1.5至2年。
看選址和應用場景，“抽水蓄能電站選址往往需要找地勢落差較大的地方，但容量效益強、單站規模大，適宜電網側大規模、系統級應用；新型儲能單站體量可大可小，環境適應性強，能夠靈活部署于電源、電網和用戶側等各類應用場景，可以作為抽水蓄能的增量補充。”國網能源研究院新能源與統計研究所副所長黃碧斌介紹。
再看調節能力，新型電化學儲能的反應速度快，可以做到毫秒至秒級的響應。
國家能源局有關負責人介紹，“十三五”以來，我國新型儲能實現由研發示范向商業化初期過渡，實現了實質性進步。鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術已達到世界領先水平，2021年底新型儲能累計裝機超過400萬千瓦。
以電化學儲能技術為例，近年來，電池安全性、循環壽命和能量密度等關鍵技術指標得到大幅提升，應用成本快速下降。“近5年，鋰電池能量密度提高了1倍以上、循環壽命提高了2至3倍、應用成本下降超過60%。”黃碧斌舉例。
未來，新型儲能的發展空間廣闊。中科院電工研究所儲能技術研究組組長陳永翀說，盡管我國的儲能裝機規模世界第一，但儲能與風電光伏新能源裝機規模的比例（簡稱“儲新比”）不到7%；相對而言，其他國家和地區的平均儲新比已達15.8%。隨著新能源發電規模的快速增加，我國儲新比還有很大的增長空間。
鼓勵不同技術路線，“高安全、低成本、可持續”是共同目標
《實施方案》提出“市場主導、有序發展”的基本原則，明確新型儲能獨立市場地位，并提出充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。“過去，新型儲能更多是作為火電廠的輔助參與調頻，明確獨立市場地位后，未來結合電價政策的出臺，新型儲能可以獨立參與并網調度、交易結算等，有利于加快新型儲能的市場化步伐。”陳永翀說。
新型儲能優勢頗多、迎來發展機遇，但在業內看來，未來規模化、產業化、市場化發展，至少有安全和成本“兩道坎”要跨過。
安全是新型儲能發展的底線。“目前鋰電儲能系統還沒有達到本質安全的目標，管控不當的話有燃燒爆炸風險。”陳永翀認為，未來需要發展本質安全技術，即在電池熱失控之前就要做到內部安全可控，不能依賴熱失控后的外部消防措施。黃碧斌認為，新型儲能模塊、電池柜等方面的安全標準、安全風險評估流程尚需完善和規范。
對此，《實施方案》提出，加強新型儲能安全風險防范，明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體，建立健全新型儲能技術標準、管理、監測、評估體系，保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。
成本方面，以目前占據主流的電化學儲能為例，黃碧斌介紹，按照現在普遍的成本計算，即使日均兩充兩放，全壽命周期單次充放度電成本超過0.5元/千瓦時。不僅如此，加大安全投入也會增加儲能項目成本。他建議，面向電力系統應用場景需求，加快推動長壽命、低成本、高安全、高效率的先進電化學儲能材料，以及大容量、長時間的新型儲能技術研發。
同時，還要加快建立新型儲能價格等成本疏導機制。“當前有關部門已出臺加快推動新型儲能發展的指導意見、‘十四五’實施方案等，鼓勵儲能項目通過電力市場疏導成本、獲取收益。但目前參與市場的準入條件、交易機制等細則尚未明確，各側儲能缺乏成熟的商業模式，企業安裝儲能的積極性并不高。”黃碧斌建議，進一步細化電網側獨立儲能參與市場機制，完善電網側替代性儲能價格疏導機制，完善峰谷電價、尖峰電價政策，優化峰谷電價價差，為用戶側儲能發展創造空間。
除了安全和成本問題，陳永翀認為，當前新型儲能發展還面臨一些問題，例如一些地方要求新能源強制配套儲能，但新能源配儲比例不科學；新型儲能調用少、利用率低，需要進一步明確新型儲能系統的并網接入和調度標準等。
新型儲能的技術路線呈現多元化，國家能源局有關負責人介紹，《實施方案》對新型儲能技術創新加強戰略性布局和系統性謀劃，提出研發儲備技術方向，鼓勵不同技術路線“百花齊放”，同時兼顧創新資源的優化配置，“此外，還要堅持示范先行的原則，積極開展技術創新、健全市場體系和政策機制方面的試點示范，通過示范應用帶動技術進步和產業升級。”
“目前建設的新型儲能項目80%以上都是鋰離子電池，占比最高；其他類型，例如液流電池、鉛酸電池、儲熱蓄冷等占比較小。鋰電儲能綜合性能較好，但仍需進一步解決安全問題和資源回收問題；液流電池安全，也方便回收再生，但系統成本較高。”陳永翀認為，儲能應用場景很豐富，每種場景的性能要求各不相同，有的對功率要求高、有的對容量需求大，儲能技術各有特點，未來多種儲能路線將并行發展。
“盡管如此，‘高安全、低成本、可持續’是所有儲能技術發展的共同目標。要加快建立以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的綠色儲能技術創新體系。”陳永翀說。
