新型储能技术呈现百舸争流之势
加快构建新型电力系统背景下，新型储能技术呈现百舸争流之势。
1月6日，国家能源局官网发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，提出在向新型电力系统转变的过程中，以2030年、2045年、2060年为重要时间节点，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，储能系统将成核心增量。
2022年，储能领域出台了两条核心政策，即《“十四五”新型储能发展实施方案》和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。《“十四五”新型储能发展实施方案》促使了储能大火，后者则推动了储能商业模式的打通。
在国家发改委高技术司出台的《“十四五”能源技术创新规划》中，储能技术被列为“新型电力系统及其支撑技术”。从宏观定位来看，储能的作用是支撑新型电力系统的发展，后续对于储能系统的要求或将围绕于此。
抽水蓄能以外的储能形式都是新型储能，新型储能技术主要包括机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能等。
新型储能发展总体上处于由研发示范向商业化发展的过渡阶段。其中，锂离子电池发展较为成熟，实现了商业应用；压缩空气储能、飞轮储能、液流电池和钠离子电池已进入示范应用阶段；重力储能等技术正在迅速发展。
新型储能具备建设周期短、布局灵活、响应速度快等特点。从效率上看，新型储能均接近或高于抽水蓄能；从经济性看，锂离子电池、压缩空气储能成本正在快速下降，逐步向抽水蓄能接近。此外，安全性也是各类新型储能技术关注的重点。
国家能源局数据显示，2022年，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，同比增长110%以上。其中，锂离子电池储能在全国新型储能装机中占到90%以上。
我国新型储能技术多元化发展态势明显，在短时储能领域，锂电池储能已经占据了绝对主导地位，而在长时储能领域，锂电池、液流电池、压缩空气储能、重力储能等新技术的角逐才刚刚开始。
4个小时以上长时储能技术已是国际层面的共性需求。2021年11月举行的《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方会议（COP26）上，麦肯锡、谷歌、西门子等牵头成立了长时储能理事会（LDES）。
在电力储能领域，规模化长时储能技术仍旧欠缺。新型储能技术应追求提供和抽水蓄能一样的性能，而目前的电化学储能要达到这样的标准还面临很大困难。因此，在长时储能领域实际应用层面，更多地出现了压缩空气、大规模液流等新技术的身影。
我国已有部分地区新型储能强制配储时长要求在4小时以上。2022年12月13日，内蒙古人民政府办公厅印发的《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025年）》提到，新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。
2023年1月12日，西藏发改委印发的《关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见》提到，按照不低于全区上一年度最大电力负荷增量的25%安排新增项目，配置储能规模不低于项目装机容量的20%，储能时长不低于4小时。
同时，海上风电项目配置4小时以上储能的趋势也逐渐显现。上海市发改委发布的《关于公布杭州湾海上风电项目竞争配置工作方案的通知》中，共公布了4个海上风电项目，共计规模800MWh。按照上海市能源主管部门的要求，这些海上风电项目都将配套建设电化学储能装机，储能配置时长4小时以上。方案还要求，若为锂电池储能系统，工作寿命10 年以上、系统效率大于90%；若为液流电池储能系统，工作寿命20 年以上、系统效率大于80%。
目前，锂离子电池储能系统正在积极推出以4小时、6小时甚至8小时的持续储能时长，且在内蒙古等地区已有4小时以上项目应用。不过，无论发电侧还是电网侧，磷酸铁锂电池为代表的电化学储能电站，其扩展容量的边际成本仍高于液流电池等技术。
液流电池产业化也在不断提速。2023开年以来，全钒、锌铁、锌溴、铁铬各种技术路线液流电池动态不断。2022年11月，中核汇能1GWh全钒液流电池储能系统开标，大连融科、伟力得、液流储能、国网电科院武汉南瑞、山西国润储能五家企业入围，均价3.1元/Wh，这也是国内首次GWh液流电池储能集采开标。
压缩空气储能可以很好满足储能技术长时、大容量的需求，储能时长一般在4小时以上，全生命周期度电成本可降至0.2~0.3，适用于大规模长时间储能应用场景，国内已开展100kW~350MW不同规模试验示范，市场有望在2023年迎来爆发。国家发展改革委和国家能源局已专门出台《关于实施支持性电价政策 开展压缩空气储能项目示范的通知（征求意见稿）》，2023年有望正式发布。
有观点认为，未来压缩空气储能可能会替代一些当前电化学储能的市场份额。新型电力系统背景下，“源、网、荷”中留给电化学储能最大的市场在负荷端，电化学储能在负荷端具备绝对优势，而发电侧和电网侧将会面临来自其它技术的强烈竞争。
不过，压缩空气储能和电化学储能同样需要配合，在放电速率上压缩空气储能较慢，无法达到0.5P的对应标准。
此外，氢储能具有长存期、高能密度的特点，在电力系统当中，氢能可以储能电转气，热电联产以及冷热电三联供这三种应用途径进行应用，是新型储能的重要技术路线之一，目前各发达国家都已制定了相关量化政策。
总体来看，储能技术之间将是互相配合的关系。新型储能与抽水蓄能将发挥互补作用，在开发时序、建设布局和响应特性等方面可充分互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。
