2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，将新型储能作为构建新型电力系统的重要装备，提出新型电力系统构建需要不同时间尺度、规模化新型储能的支撑，未来新型储能应用场景丰富，发展潜力巨大。目前，新型储能产业发展仍处于初期，需要加强产业链供应链安全保障，推动相关技术加快产业转化，促进产业壮大，带动成本下降，更好支撑新型储能在新型电力系统中的大规模应用。

　　新型储能是除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的储能技术。截至2023年上半年，我国新型储能累计装机规模超过1700万千瓦，较去年年底翻番，预计2025年装机规模将超过5000万千瓦。目前，各类新型储能发展情况差异较大。锂离子电池储能装机占比超过95%，产业链环节较为完备，产能不断扩大；压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能产业链条初步构建，形成了一定规模的产能；钠离子电池、重力储能等新型储能产业链环节仍在不断完善。由于各类新型储能技术原理不同，涉及的材料、设备差异较大，各产业链之间相对独立，更需要加强对新型储能产业发展的研究和谋划。

　　一是新型储能供应链稳定性水平有待提升。电化学储能涉及到的碳酸锂等原材料供应保障仍存在风险，芯片、碳纤维毡等关键部件的自主化率水平有待提升。我国锂资源储量有限，目前约80%的锂原料依赖进口，地缘政治、产业竞争和矿产产能等因素均能影响碳酸锂的供应和价格，中长期来看，自给自足难度仍然较大。全钒液流电池上游钒矿资源较为丰富，但目前我国采用以钢定钒的策略，钒矿产能和价格仍是目前制约全钒液流电池产业发展的主要因素。AFE芯片、碳纤维毡单体材料均为进口产品，国内技术仍不够成熟，相关环节的供应链有待完善。

　　二是新型储能技术创新和转化能力仍需加强。技术创新是我国新型储能产业发展的基本支撑条件，当前，我国各类新型储能技术成熟度有待提升。锂离子电池储能在循环寿命、储能系统安全性、系统友好性等方面仍有提升空间；压缩空气储能需要进一步提升系统效率、储气技术等；液流电池储能在优化系统集成、提升关键部件的性能等方面有待突破。重力储能、氢储能、热储能等新型储能技术的成熟度更低，需要加快前沿技术的工程转化。

　　三是新型储能成本仍处于较高水平。与抽水蓄能相比，新型储能总成本仍处于较高水平。锂离子电池储能技术经济性相对较好，全生命周期度电成本约为抽水蓄能的两倍左右。压缩空气储能度电成本已逐渐接近锂离子电池储能，未来仍需通过规模化效应，提升关键指标，不断降低成本。全钒液流电池储能成本中电解液占总成本的50%以上，受钒矿及相关产品价格影响，短期内下降难度较大。其他新型储能技术成本仍相对较高，亟需加速技术更新迭代，通过规模化应用促进成本下降。

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　　四是电化学储能安全风险依然存在。电化学储能安全风险主要包括电芯本体的本征安全风险、储能系统中热失控和热蔓延过程安全风险以及储能电站运维安全风险等。其中，电池本体的安全风险是问题根源，过程安全风险是助推剂，运维安全风险是潜在危险因素。目前，国内相关技术研发主要集中在过程安全和运维安全环节，在本质安全的电池技术方面仍待攻关。

　　首先，加强新型储能关键技术装备研发，推动产业升级。建议加快新型储能关键技术和装备研发，推动电池管理系统芯片、碳毡电极、膜材料等生产工艺创新，加强300MW级压缩空气储能系统关键核心装备研发，推动新型储能产业向高附加值、高效益、高品质升级。同时，推动适合新型电力系统的新型储能技术研发应用，积极开展二氧化碳储能、重力储能、抽汽蓄能等新型储能技术装备示范应用，推动新型储能规模化发展，加速新型储能产业化进程。

　　其次，开展新型储能供应链安全风险评估，建立可靠性保障机制。建议系统梳理新型储能产业链的主要环节，识别重点环节，跟踪薄弱环节，分级建立可靠性保障机制。对于锂资源及材料、钒资源及材料、地下资源、芯片等重点环节，建立供应链安全风险评估机制，定期开展运行监测，加强整体抗风险能力。同时，完善保障产业链供应链可靠性相关政策，充分发挥政府宏观调控作用。

　　再次，优化新型储能产业布局和结构，推动产业规模壮大。建议结合地区资源禀赋、产业基础等条件，优化新型储能产业区域布局，整合产业链上下游资源，建立多个新型储能产业集群，促进区域产业发展和经济增长。鼓励锂离子电池等较为成熟的储能产业链上下游垂直一体化整合发展，壮大优势产业。培育和延伸重力储能、氢储能、热储能等处于发展初期的储能产业链的配套产业，补齐产业链条。

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　　最后，健全新型储能产业管理体系，完善储能价格机制。建议建立健全新型储能标准体系，细化新型储能项目管理机制，加快新型储能在规划设计、项目准入、并网验收等方面的安全技术标准制定。研究电网侧独立储能容量电价机制，重点考虑在电力系统中与抽水蓄能发挥同样峰谷调节和支撑保障作用的压缩空气储能电站等大容量储能形式，保障新型储能电站合理收益。

　　■徐东杰 董博 武震 王嘉珮《 中国能源报 》（ 2023年12月11日 第06 版）

　　2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，将新型储能作为构建新型电力系统的重要装备，提出新型电力系统构建需要不同时间尺度、规模化新型储能的支撑，未来新型储能应用场景丰富，发展潜力巨大。目前，新型储能产业发展仍处于初期，需要加强产业链供应链安全保障，推动相关技术加快产业转化，促进产业壮大，带动成本下降，更好支撑新型储能在新型电力系统中的大规模应用。

　　新型储能是除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的储能技术。截至2023年上半年，我国新型储能累计装机规模超过1700万千瓦，较去年年底翻番，预计2025年装机规模将超过5000万千瓦。目前，各类新型储能发展情况差异较大。锂离子电池储能装机占比超过95%，产业链环节较为完备，产能不断扩大；压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能产业链条初步构建，形成了一定规模的产能；钠离子电池、重力储能等新型储能产业链环节仍在不断完善。由于各类新型储能技术原理不同，涉及的材料、设备差异较大，各产业链之间相对独立，更需要加强对新型储能产业发展的研究和谋划。

　　一是新型储能供应链稳定性水平有待提升。电化学储能涉及到的碳酸锂等原材料供应保障仍存在风险，芯片、碳纤维毡等关键部件的自主化率水平有待提升。我国锂资源储量有限，目前约80%的锂原料依赖进口，地缘政治、产业竞争和矿产产能等因素均能影响碳酸锂的供应和价格，中长期来看，自给自足难度仍然较大。全钒液流电池上游钒矿资源较为丰富，但目前我国采用以钢定钒的策略，钒矿产能和价格仍是目前制约全钒液流电池产业发展的主要因素。AFE芯片、碳纤维毡单体材料均为进口产品，国内技术仍不够成熟，相关环节的供应链有待完善。

　　二是新型储能技术创新和转化能力仍需加强。技术创新是我国新型储能产业发展的基本支撑条件，当前，我国各类新型储能技术成熟度有待提升。锂离子电池储能在循环寿命、储能系统安全性、系统友好性等方面仍有提升空间；压缩空气储能需要进一步提升系统效率、储气技术等；液流电池储能在优化系统集成、提升关键部件的性能等方面有待突破。重力储能、氢储能、热储能等新型储能技术的成熟度更低，需要加快前沿技术的工程转化。

　　三是新型储能成本仍处于较高水平。与抽水蓄能相比，新型储能总成本仍处于较高水平。锂离子电池储能技术经济性相对较好，全生命周期度电成本约为抽水蓄能的两倍左右。压缩空气储能度电成本已逐渐接近锂离子电池储能，未来仍需通过规模化效应，提升关键指标，不断降低成本。全钒液流电池储能成本中电解液占总成本的50%以上，受钒矿及相关产品价格影响，短期内下降难度较大。其他新型储能技术成本仍相对较高，亟需加速技术更新迭代，通过规模化应用促进成本下降。

　　四是电化学储能安全风险依然存在。电化学储能安全风险主要包括电芯本体的本征安全风险、储能系统中热失控和热蔓延过程安全风险以及储能电站运维安全风险等。其中，电池本体的安全风险是问题根源，过程安全风险是助推剂，运维安全风险是潜在危险因素。目前，国内相关技术研发主要集中在过程安全和运维安全环节，在本质安全的电池技术方面仍待攻关。

　　首先，加强新型储能关键技术装备研发，推动产业升级。建议加快新型储能关键技术和装备研发，推动电池管理系统芯片、碳毡电极、膜材料等生产工艺创新，加强300MW级压缩空气储能系统关键核心装备研发，推动新型储能产业向高附加值、高效益、高品质升级。同时，推动适合新型电力系统的新型储能技术研发应用，积极开展二氧化碳储能、重力储能、抽汽蓄能等新型储能技术装备示范应用，推动新型储能规模化发展，加速新型储能产业化进程。

　　其次，开展新型储能供应链安全风险评估，建立可靠性保障机制。建议系统梳理新型储能产业链的主要环节，识别重点环节，跟踪薄弱环节，分级建立可靠性保障机制。对于锂资源及材料、钒资源及材料、地下资源、芯片等重点环节，建立供应链安全风险评估机制，定期开展运行监测，加强整体抗风险能力。同时，完善保障产业链供应链可靠性相关政策，充分发挥政府宏观调控作用。

　　再次，优化新型储能产业布局和结构，推动产业规模壮大。建议结合地区资源禀赋、产业基础等条件，优化新型储能产业区域布局，整合产业链上下游资源，建立多个新型储能产业集群，促进区域产业发展和经济增长。鼓励锂离子电池等较为成熟的储能产业链上下游垂直一体化整合发展，壮大优势产业。培育和延伸重力储能、氢储能、热储能等处于发展初期的储能产业链的配套产业，补齐产业链条。

　　最后，健全新型储能产业管理体系，完善储能价格机制。建议建立健全新型储能标准体系，细化新型储能项目管理机制，加快新型储能在规划设计、项目准入、并网验收等方面的安全技术标准制定。研究电网侧独立储能容量电价机制，重点考虑在电力系统中与抽水蓄能发挥同样峰谷调节和支撑保障作用的压缩空气储能电站等大容量储能形式，保障新型储能电站合理收益。