今年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议提出：“要立足我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。”

近日，在2023全球能源转型高层论坛储能产学研融合发展分论坛上，华北电力大学教授、中国工程院院士、新能源电力系统全国重点实验室主任刘吉臻深入阐述了我国能源转型的背景及发展思路，对储能在新型电力系统中的定位、发展方向和问题挑战展开了详细分析。刘吉臻表示，近年来我国能源发展指导思想不断调整、更加务实，“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”成为我国能源电力转型发展二十字方针，新型电力系统建设也将成为储能发展的核心推动力，储能要发挥更大作用必须坚持因地制宜，重视其安全性和经济性。

我国能源转型的背景及发展思路

2022年，我国一次能源消费总量折合54.1亿吨标准煤，占世界能源消费总量的26.5%，超过四分之一；煤炭、石油、天然气和非化石能源占一次能源消费总量比重分别为56.2%、17.9%、8.4%和17.5%；煤炭消费30.4亿吨标煤，占世界消费总量的54.8%，超过二分之一；能源相关二氧化碳排放量105.5亿吨，约占世界二氧化碳总排放量的三分之一。刘吉臻指出，我国仍处于“煤基能源时代”，以煤为主的能源结构在短期内难以根本改变，我们面临着煤炭仍占主导地位、环境污染碳排放高、用能效率较低、新能源技术创新能力不足、能源安全形势严峻等种种问题与挑战。

为应对挑战，刘吉臻认为，应大力推动化石能源清洁化、清洁能源规模化和多种能源综合化——第一，化石能源清洁化即发展煤炭等化石能源清洁高效开发利用技术，降低化石能源消费量和占比；第二，清洁能源规模化即发展可再生能源和先进核能技术，大幅提高非化石能源占比；第三，多种能源综合化即提高电能在终端能源消费中的比重，突破电网、储能、氢能等综合能源技术。

对于新型电力系统与能源转型二十字方针，刘吉臻所主导的新能源电力系统全国重点实验室给出了具体的定义和解释——随着大规模新能源电力接入电网，电力系统需要在随机波动的负荷需求与电源之间实现能量供需平衡，其结构形态、运行控制方式以及规划建设与管理模式发生根本性变革，逐步形成以新能源电力生产、传输、消费为主体的新一代电力系统，即新型电力系统。“清洁低碳”即提高绿色发电装机、电量占比，“安全充裕”即资源供给安全、系统运行安全、发电和电网能力充足，“经济高效”即完善市场机制、建立新型电力市场，“供需协同”即建立源网荷储一体化运行模式，“灵活智能”即数字赋能、建立灵活智能控制系统。

新型储能发展现状与关键技术最新动向

近年来，在推进能源转型与构建新型电力系统的大背景之下，储能产业受到全社会、全球各国的高度关注，我国新型储能技术研发、储能系统集成、储能示范应用、储能产业化等领域发展极其活跃。

当前，全球储能产业发展呈现以下四大发展特点和趋势：

第一，全球储能产业处于快速增长期。截至2022年底，全球已投运储能项目规模达到2.4亿千瓦，同比增长15%。2022年，储能新增规模超过3000万千瓦，比2021年翻一番。其中中国、欧洲和美国新增规模占比分别为36%、26%和24%，三者合计占全球新增市场86%。

第二，电化学储能将成增量主体，负荷侧储能呈爆发式增长。截至2022年底，全球电化学储能累计装机4500万千瓦，年增长率达到80%，其中锂离子电池仍占据主导地位。

第三，新型电力系统建设将成为储能发展的核心推动力。储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，有利于新能源快速增长和全球电气化程度提升。据有关机构预测，从2022年到2050年，全球风光等新能源发电量占比将由14.4%提升至50%，电力在终端能源消费中的占比将由20%提升至50%以上。

第四，储能技术成本下降和政策布局将助推产业持续扩张。随着技术日渐成熟和产能扩张，储能成本快速下降，以锂离子电池为例，2022年全球平均价格约150美元/千瓦时，比2013年下降了近80%。

值得关注的是，我国新型储能发展势头非常迅猛。截至2022年底，全国新型储能装机规模约870万千瓦/1805万千瓦时，平均储能时长2.1小时。全国已投运新型储能项目中，锂离子电池占比约94.5%，铅酸(碳)电池占比约1.7%，液流电池占比约1.6%。压缩空气储能发展提速，占比约为2.0%。

从技术角度出发，新型储能应重点发挥“促进新能源大规模开发消纳、支撑电网安全稳定运行和保障用户灵活高效用电”的三大功能定位：

促进新能源大规模开发消纳方面。一是新能源富集地区通过建设系统友好型新能源电站、新能源场站配建储能、共享储能等形式平滑输出功率、减少新能源弃电、保障新能源高效消纳利用。二是支撑大规模新能源外送，例如在沙漠戈壁荒漠大型新能源基地，储能可提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比，再如大规模海上风电基地，储能有助于提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。

支撑电网安全稳定运行方面，新型储能可用于保供、调节、稳定、替代和应急。保供即可支撑电力保供，利用储能应对尖峰负荷，提供顶峰供电服务；储能还可承担备用容量中的负荷备用及旋转事故热备用。调节即提升系统调节能力，电网侧接入新型储能资源统一调度，电源侧可构建“火储”联调或火电、核电等传统电源配储能。稳定即提高电网运行稳定水平，发挥调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等功能，提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力。替代即延缓输配电设备投资，在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，用储能代替输配电设备。应急即实现应急备用，新型储能在极端条件下可保证稳定、不间断供电，提升重要负荷中心的应急保障能力。

保障用户灵活高效用电方面。一是提供需求侧响应能力，利用双向互动智能充放电技术参与电力市场调节，通过“低充高放”，降低用户的整体用电成本，同时响应电网调节需求，提升智能高效用电水平。二是满足用户高质量用能需求，针对用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，支撑高品质用电；针对分散终端用户，以及具备条件的农村用户，提高用能质量降低用能成本。三是服务用户绿色低碳用能，不间断电源、充换电设施等可作为用户侧分散式储能设施，电动汽车、智慧用电设施等双向互动智能充放电也可实现储能作用。

当前，规模化应用的新型储能技术主要有锂离子电池储能、液流电池储能和压缩空气储能；试点示范的新型储能技术主要有钠离子电池储能、抽汽蓄能、压缩二氧化碳储能、重力储能、氢（氨）储能、飞轮和超级电容器。而尚处于研发攻关阶段的新型储能技术方面，国内外重点从低成本、高安全、大规模方向克服现有技术短板。固态电池、金属空气电池、多电子二次电池、热泵储能、液态空气储能等技术领域是研究热点，但多数技术仍处于实验室研发阶段，距离规模化应用仍有一定距离。

需要重新评估储能在

新型电力系统的地位和作用

“电荷最大的一个缺点是难以实现大量的堆积，截至2022年，全球电化学储能累计装机4500万千瓦，但与更为庞大的发电装机相比，所发挥的作用很有限，且新型储能也无法提供保障电力系统安全稳定运行所需的转动惯量等必要元素。”刘吉臻分析道，“在构建新型电力系统过程中，关键还是在于‘源网荷’环节实现供需协同、灵活智能，储能在新型电力系统中也必将有发挥其作用的一席之地，新型电力系统建设也将成为储能发展的核心推动力。”

刘吉臻表示，我们要系统、准确评估储能在新型电力系统中的定位和作用，保持清醒的头脑与认识，稳妥有序推动储能发展。

刘吉臻还指出，把储能置于构建新型电力系统这一宏大命题下，有两个关键问题：

第一个问题是：储能应该“放”在哪里？“放”在“源荷网”哪个环节更合适？

第二个问题是：储能的品类繁多，电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等等，纵横交错，究竟孰优孰劣？

刘吉臻表示，要回答上述两个问题，关键还是要紧扣能源转型二十字方针，即兼顾安全性和经济性，从近期、长期和远期角度，明晰储能的定位，坚持技术中立原则，稳妥有序推进储能的示范应用和规模化推广。以沙戈荒新能源大基地为例，储能的应用目标是促进新能源的大规模开发和消纳，目前“新能源配火电、配抽水蓄能或电化学储能”，关键在于“配多少”和“怎么用”。

从技术需求来看，新型储能发展的应用场景、储能规模、储能时长以及应用地区，都需要因地制宜、对症下药。刘吉臻举例说明道，最近宁夏灵武电厂投入了1.24兆瓦的飞轮储能示范项目，探索以此方式解决火电机组一次调频能力不足的问题，系统投入运行至今约2年，不仅有效解决了该厂原有的一次调频考核不合格问题，帮助电厂实现扭亏为盈，且项目仅需3年左右的时间即可收回全部初期投资，小小的飞轮发挥了巨大的作用，该项目可在全国范围内同类型电厂推广。

“因此，还是要多做示范，实践出真知，只有在工程示范过程中，才能发现问题、解决问题，纸上谈兵不可取。总而言之，一定要把通过技术攻关解决重大难题放在首位，核心是围绕低成本、高安全和规模化的储能应用场景。”刘吉臻总结道。