7月31日，国家能源局发布我国上半年能源生产数据。其中，新型储能发展颇为亮眼：截至6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长为2.1小时。上半年，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模的总和。
把时间轴拉长了看。到2021年底，全国新型储能装机规模超过400万千瓦，而在2022年底，这一数据达到870万千瓦，增长110%以上。
今年上半年，在装机规模实现半年翻番的同时，新型储能项目数量呈跨越式增长。在8月2日召开的第八届储能西部论坛上，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生发布《储能技术与产业发展趋势》时指出，中国新增新型储能保持高速增长，项目数量（含规划中、建设中和运行中）高达850个，是去年同期的2倍多。
就分布区域看，新型储能发展的地域差异愈发明显。国家能源局发布的数据显示，截至6月底，全国新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为山东、湖南、宁夏、内蒙古、新疆，装机规模均超过100万千瓦，华北、西北、华中地区合计超过全国总量的80%。其中，华北地区已投运新型储能装机规模占全国的30%，西北地区占比为26.8%，华中地区占比为23.5%。
从技术路线看，各类新型储能技术总体呈现多元化快速发展态势。锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术快速发展，超级电容储能、固态电池储能、钛酸锂电池储能等新技术已经开始投入工程示范应用。
从市场看，“跨界”成为新型储能发展的关键词之一。除能源企业外，互联网、房地产、制造业，甚至服装业、食品业、家电业的大型企业都开始主动拥抱储能市场。近日发布的2023年《财富》中国500强排行榜中，涉及储能的企业就达到49家。
中国科学院院士、中国石油新能源首席专家、中国石油深圳新能源研究院执行董事兼院长、中国石油集团国家高端智库研究中心副主任邹才能认为，目前我国新型储能正朝着大容量、长时长、高安全的方向发展，呈现出三个特点：一是新型储能项目的规模越来越大，大规模的独立储能电站已成为源网侧储能中的主流。二是新型储能的配置储能时长越来越长。越来越多省区的新能源配置储能的时长由2小时增加到4至5小时，且随着新能源装机占比的进一步提升，储能时长仍有进一步增加的趋势。三是新型储能的安全性越来越高。国家标准GB/T 42288—2022《电化学储能电站安全规程》于今年7月1日正式实施，对电化学储能系统的安全配置提出了更高要求。同时，行业内对于液流电池、压缩气体储能等具有本质安全特性的储能技术的关注度，也在大幅度提升。
储能市场“百花齐放”，多元化应用尚不成熟
储能并不是一个全新的领域。储能，特别是新型储能，与能源安全新战略以及“双碳”目标有密切的关系。在能源转型和绿色发展的潮流下，新能源快速发展，而风光等新能源“靠天吃饭”的不稳定性因素，使得发展储能，特别是发展新型储能显得尤为关键。
国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳在国家能源局2023年三季度网上新闻发布会上表示，新型储能快速增长的根本原因在于风电、光伏发电建设规模的持续快速扩大。新型储能特性与传统储能技术形成优势互补，使新型电力系统构建有了更多的选择。同时，支撑技术产业发展的顶层设计不断完善，为新型储能快速发展奠定了政策基础。有关企业、高校、机构和各地政府发展新型储能技术、产业和工程应用的积极性也空前高涨，为新型储能快速发展注入了活力。
与欧美国家更多依靠市场驱动不同，国内新型储能增长迅猛的主要驱动力是政策支持。据中关村储能产业技术联盟统计，2021年至今年上半年，国家及地方出台与储能直接相关的政策约1170项。从今年上半年情况看，270余项储能支持政策密集发布，其中包括19项国家层面的政策，涉及储能示范应用、规范管理、电价改革等方面。广东省更是明确提出将新型储能产业打造成广东“制造业当家”的战略性支柱产业，到2027年，全省新型储能产业营业收入有望达到1万亿元。愈发密集的政策更加坚定了企业“掘金”新型储能的信心。
关注新型储能市场“百花齐放”之外，也要看到该领域的竞争愈发激烈。一方面，储能企业纷纷按下IPO“快进键”，加速拥抱资本市场。据不完全统计，目前已有超百家储能产业链相关企业排队冲刺IPO。另一方面，当前新型储能项目的商业模式尚不明确，成本较高，多元化应用尚不成熟，产品加速迭代、价格内卷等问题日益突出。
技术也是新型储能发展面临的关键问题。中关村储能产业技术联盟和自然资源保护协会近期发布的《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》指出，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足大容量、高安全、长寿命、低成本等要求。此外，在新能源与储能协同发展方面，储能产业仍存在新型储能规划与实际装机量差距较大，储能系统难以充分发挥调节作用，新能源配储实际利用率不高，新型储能可实际参与的电力市场交易品种有限，市场机制与价格机制不完善、不稳定等诸多问题。
油气企业发展新型储能要“小步快跑”
今年3月，国家能源局发布的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，加快提升油气上游新能源存储消纳能力，推动新型储能在油气上游规模化应用。发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、油气勘探开发用户侧多场景应用，有序推动储能与新能源协同发展。这为油气企业发展新型储能指明了方向。
围绕新能源业务发展目标，中国石油在新型储能项目开发与科学研究上已有全方位布局。玉门油田、塔里木油田光伏配储和吐哈油田源网荷储一体化等项目已建成投运，新型储能并网量已超过1吉瓦时。在科研方面，中国石油深圳新能源研究院作为中国石油储能技术研究的策源地，从成立伊始，就聚焦于“宽温域、高安全、电网友好型”储能技术与产品的研发，目前在宽温域锂离子电池、水系锌离子电池、压缩二氧化碳储能、多电平柔性储能系统等储能电池本体与系统集成方面，已形成一系列科研成果，部分技术产品正在进行产业转化，支撑油气与新能源融合发展。
但同时也要看到，中国石油油气开发区域大多处于“三北”地区，年温差较大，网架结构薄弱。油气勘探开发与储能的融合发展，对储能项目的安全性提出了更高的要求。
邹才能认为，面向不同应用场景的多元化储能技术路线齐头并进，将会使新型储能项目在安全、效率和成本方面进一步优化，有力推动中国石油新能源装机总量和油气生产用能绿电占比持续提升。中国石油储气空间潜力大、地热资源丰富，开展具有石油特色的压缩气体储能、废弃油气井可靠性评估技术同风光发电场景结合、熔岩储热等业务前景广阔。企业应针对油气田的不同用能场景，布局高安全、低成本、宽温域特性的电化学储能，钻机、压裂等动态突变负荷开采设备用短时储能，集气站、增压站等连续负荷生产设备用中长时储能，打造具有油气田特色的储能技术及应用，实现从跟跑到引领，推动新能源的安全调配、高效消纳。
背景知识
储能，顾名思义就是储存能量，即通过介质或设备，把一种能量形式存储起来，并根据应用需要，以特定能量形式释放出来的循环过程。储能就像“超级充电宝”，既能缓解风光发电“靠天吃饭”的不稳定性，提高可再生能源占比，又能配合常规火电、核电等电源，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。
根据能量存储形式，储能技术主要分为物理储能、电化学储能、热储能和氢（氨）储能等。物理储能是以抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等为代表的机械储能，其中，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术，已形成清晰的商业模式。电化学储能是将电能储存在锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池等能源转化装置中的储能技术。人们常用的手机、笔记本电脑等电子设备，还有越来越多的新能源汽车，许多就采用锂离子电池。热储能是将热能储存在隔热容器媒介中，进而实现热能的直接利用或热发电。氢（氨）储能则是将电能以常见化学品（如氢、氨等）的形式存储起来。
新型储能是指除抽水蓄能以外的其他新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。相比传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活便捷、建设周期短、响应快速灵活、功能特性和应用场景多元，方便在不同场景中解决新能源接入电力系统时带来的随机性、波动性与间歇性等问题。
《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。近日，国家能源局又出台行业标准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》，明确了新能源基地新型储能的配置规模、技术选型、选址规划、建设布局与时序等要求。这些都为新型储能的发展带来了利好。
