（一）新型储能本体技术发展迅速，呈现出“百花齐放”的良好态势。

电化学储能技术中，锂离子电池性能大幅提升，电池能量密度提高1倍，循环寿命提高2～3倍；成本下降迅速，储能系统建设成本降至1200～1800元/kWh平准化度电成本降至0.58～0.73 元/kWh（按照储能每天充放电循环一次），产业链持续完善，基本实现国产化，已初步具备规模化商业化发展条件。液流电池方面已攻克全钒液流电池卡脖子技术，基本能够实现关键材料、部件、单元系统和储能系统的国产化，循环寿命超过16000次，储能系统建设成本降至2500～3900元/kWh，正在建设百兆瓦级项目试验示范。铅碳电池取得较大进步，循环寿命达5000 次，储能系统建设成本降至1200元/kWh，实现了兆瓦到数十兆瓦级应用。其他电化学储能技术如下一代锂离子电池、钠离子电池、液态金属电池、金属空气电池尚不具备实用化价值。

储能是未来电力行业发展的必然选择。由于新能源规模化的接入电网、电力削峰填谷、参与调压调频、发展微电网等方面的需要，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。

目前，除了抽水蓄能比较成熟之外，其它的储能方式均处于新兴阶段，技术仍有进步空间。

新型储能是除抽水蓄能以外以输出电力为主要形式的储能技术，具有精准控制、快速响应、灵活配置和四象限灵活调节功率的特点，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的平衡能力、支撑能力和调控能力，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。

新型储能通过与数字化、智能化技术深度融合，将成为电、热、冷、气、氢等多个能源子系统耦合转换的枢纽，可以促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，支撑能源互联网构建，促进能源新业态发展。也是未来的新能源储能技术发展趋势。

机械储能技术中，压缩空气储能方面开展了新型压缩空气储能研究，并在关键技术上取得较大突破，实现10MW级先进压缩空气储能技术试验示范。飞轮储能方面自主掌握了飞轮、磁悬浮、电机系统等关键技术，实现了钻机动力调峰、动态UPS、电能质量管理的示范应用。

电磁储能技术中，超级电容储能方面混合型电容实现较大突破，能量密度已达到40Wh/kg以上，功率密度已达到1kW/kg以上，充放电循环次数50000次以上。储热、氢储能技术也实现了原理样机突破。

（二）新型储能应用技术不断突破，应用规模稳步提升，应用场景不断拓展，建成了一批试点示范项目。

“十三五”期间，我国储能应用技术初步突破储能容量配置、储能电站能量管理、源-网-荷-储协同控制等关键技术，先后开展了大容量储能提升新能源并网友好性、储能机组二次调频、大容量储能电站调峰、分布式储能提升微电网运行可靠性、储能电站共享等多样性示范工程，多个示范工程相关核心技术指标也达到国际先进水平。截至2020年底，我国新型储能装机规模约330万千瓦，排名世界第一。除了少数示范项目采用压缩空气和飞轮储能技术，其余采用电化学储能技术，其中，锂离子电池规模占比约89%，铅蓄电池规模占比约10%，液流电池装机规模占比约0.7%，超级电容储能规模占比约0.1%。除了总规模的提升，单个储能项目的装机规模在不断突破，据不完全统计，我国装机规模在50MW及以上的新型储能项目约7个，10MW到50MW之间的新型储能项目约48个，大部分采用锂离子电池技术。在投运项目中，电源侧、电网侧和用户“>储能规模占比分别为47%、18%和35%，".下一个源+储能”、常规火电配置储能、“互联网+”智慧能

源、智能微电网、共享储能等多元化应用场景不断涌现，其中2020年青海、河北、福建、江苏、广东共8个项目入选国家首批科技创新（储能）试点示范项目，涵盖可再生能源发电、火电辅助调频、电网侧、用户侧等主要场景。

二、新型储能技术面临形势

美国、欧盟和日本等在2017～2018年先后发布了储能技术发展路线图，将锂离子电池、液流电池、超级电容、压缩空气储能、飞轮储能等硫宁为重点关注的技术类型，并加大了技术研发 F-个资。美国于2020年发布了储能大挑战路线图，美国于2020年发布了储能大挑战路线图，还对金属纳基电池、锌基技术、可逆燃料电池、液体空气储能、氢储能等进行了探讨，更加重视技术创新引领和产业链完善。

电化学储能方面，我国锂离子电池储能处于国际先进水平，基本实现国产化，但是自动化程度有待提升，部分核心部件如高精度膜头依赖国外进口，在高精度高速极片热复合设备、大面积高速真空镀锂设备、干法极片设备等新装备方便开发较少。液流电池方面，我国全钒液流电池储能总体处于国际领先水平，少数钒电堆关键材料如质子交换膜主要由国外厂商掌握核心知识产权，双极板和电极由于产业链不完善尚未摆脱国外市场的制约，国外目前在加紧布局铁铬液流、锌溴液流电池。其他电池方面，钠硫电池技术被日本NGK垄断，钠氯化镍电池方面我国通过引进美国GE公司技术进行产业化。

机械储能方面，我国先进压缩空气储能技术研发处于国际领先水平，但是大功率电动机的设计和制造水平较为欠缺，仍需依赖国外进口。飞轮储能方面，美国处于国际领先水平，我国的大储能量飞轮、高速电机、磁悬浮等关键技术积累 总体技术水平和国外相比差距约10年。

电磁储能方面，我国的混合型电容器处于国际领先水平，双电层电容器和赝电容器处于跟跑水平，但是高进度涂敷模头等高精度部件和碳粉、隔膜、铝箔等核心材料尚依赖国外进口。

三、新型储能技术发展趋势

“十四五”期间我国年新增新能源装机预计将达到1 ～1.2亿千瓦左右，相比“十三五”年新增新能源装机规模翻番，将对电力系统接网消纳能力造成前所未有的挑战，亟须以新型储能等技术为物理基础，结合数字化智能化等技术，构建新型电力系统。即使考虑新能源发展布局充分优化、火电灵活性改造等措施到位、新能源利用率考核适当放开的情况下，我国新型储能装机需求不低于3000 万千瓦，是“十三五”末新型储能装机规模的10倍左右，客观上要求新型储能发展必须提速，实现跨越式发展。

（1）新型储能技术成熟度有待进一步提升

电化学储能方面，锂离子电池需进一步提高电池循环寿命和日历寿命，在低产热功率、高能量效率、高安全储能用电池和模块技术开发等方面加强攻关。铁铬液流电池技术进展较慢

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，关键材料的全国产化和批量化制备、以及大功率电堆的高效智能组装技术有待于开发。铅炭电池模块化、集成化、智能化程度仍需进一步提升。

机械储能方面，面向应用场景的系统设计与变工况调控、高效高负荷压缩/膨胀机、阵列式蓄热换热器、电力系统耦合控制等关键本体技术和应用技术仍需攻关。电磁储能方面，混合型电容器储能技术已经完成研发，但技术成熟度仍需实证检验。

（2）目前新型储能成本仍然偏高

距全面商业化应用还有较大差距以电池储能为例，非电池部分成本仍占到储能系统成本的50%，降低非电池部分成本将是末 下一个要任务。

（3）储能系统安全性问题待解决

近年来国内外电化学储能电站的安全事故频发，引发社会和业界广泛关注和担忧，系统安全防护与消防灭火技术水平尚不能完全满足储能规模化应用需求，亟须开展单体、模组、系统等级别多层安全防护策略研究，做好安全技术提升及消防方案开发，研究高效热设计及管理策略，做好功率规模达百兆瓦级及以上的系统安全可靠性技术开发。

（4）储能运行控制策略有待优化

目前受数据采集方式、响应速度、控制精度等方面限制，考虑不同储能时间尺度和响应特性、多点分散布局聚合控制、以及与多种电源品种协调优化的储能电站调度控制策略有待进一步提升，实际运行中储能设施对电力系统的各项效益尚未充分发挥，特别是未来随着储能与新能源发电的深度协调融合发展，电网风光储协同控制技术可能成为制约储能系统价值创造的瓶颈。

原标题：未来的新能源储能技术发展趋势