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会上，电力规划设计总院发布的《中国新型储能发展报告2023》(下称《报告》)预计，未来，新型储能发展需求主要集中在支撑新能源基地规模化开发、缓解电力供应压力和保障新能源消纳三个方面。综合各方因素，“十四五”末我国新型储能装机有望超过5000万千瓦，重点布局在华北、西北等地区。

近年来，受益于市场需求和政策导向双重驱动，我国新型储能规模化应用趋势逐渐呈现。

“截至去年年底，全国新型储能装机规模约870万千瓦，新增装机同比增长超过110%，平均储能时长约2.1小时，对能源转型的支撑作用已初步显现。”刘亚芳表示。

电力规划设计总院副总工程师戴剑锋介绍说，2022年投产的新型储能项目，单机、单站规模不断扩大，新型储能规模化发展趋势愈发明显。同时，我国新型储能技术呈现多元化发展趋势。当前锂离子电池储能仍占主导地位，但压缩空气储能、液流电池储能发展提速，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等新技术陆续开展示范应用。

值得注意的是，目前我国新型储能仍处于发展初期，不同技术路线对应的产业链成熟度存在较大差异，其中锂离子电池储能已经形成较为完备的产业链，但行业在迅速发展的同时也暴露出一些问题。

在南方电网储能股份公司储能科研院院长陈满看来，安全问题已成为锂离子电池储能发展技术瓶颈。同时，电化学储能技术经济性仍有待提升。此外，储能商业模式与市场机制有待进一步完善。

为进一步夯实新型储能高质量规模化发展的基础，刘亚芳建议，强化规划引领，推动新型储能科学合理配置。结合新型电力系统建设需求和新型能源体系发展情况，科学安排新型储能发展规模、建设布局和建设时序，适时开展实施方案的调整。

在提高新型储能设施利用效率方面，刘亚芳表示，各地方政府、有关企业要加快完善储能设施并网技术和管理规范。电力调控机构要加快完善储能调度管理制度，积极探索建立新型储能、新型新能源、加储能一体化系统的调度机制。

《报告》建议，进一步完善新型储能的价格机制。为解决当前新型储能项目成本回收困难的问题，需要进一步加强新型储能价格机制研究，按照“谁受益，谁付费”的原则，结合电力市场建设情况，因地制宜，灵活运用市场和政策两种手段，创新商业模式，让新型储能的价值得到充分体现和回报。

此外，还需推动多元化新型储能技术应用和产业发展，鼓励各地开展政策机制的先行先试，并且完善新型储能标准体系。“我们正在组织研究编制大型风光基地及送电配套新型储能的规划技术导则。下一步，将结合各方面的反馈意见，完善以后抓紧出台。”刘亚芳说。

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