先进储能技术是实现高比例新能源电力系统的关键支撑技术
目前我国拥有全球最大的能源系统（生产和消费），其中非化石能源在一次能源中所占的比例仅为15%左右。要实现二氧化碳减排的目标，开发利用以太阳能和风能为代表的可再生能源已成为当务之急。随着能源革命进程加快推进，新能源迎来爆发式增长，预计到2030年和2060年，我国新能源发电量占比将分别超过25%和60%。风力发电和光伏发电是目前主流新能源发电技术，由于易受外界自然条件干扰，风电和光伏均表现出显著的功率间歇波动性，给电力系统带来巨大干扰。随着风光等间歇性新能源在电力系统中渗透率不断提高，新型电力系统必然面临着较为严重的功率波动问题。大力发展先进储能技术，对于促进可再生能源消纳、提升电力系统灵活性能具有重要意义。
一方面，为平抑新能源的功率波动，支撑大规模新能源并网与分布式新能源开放接入，在改造传统火电、提升其灵活性的同时，有必要开发多角度、多层次、多尺度的储能技术，为突破新型电力系统传统灵活性调节能力的瓶颈构建适用于多场景的完善储能体系。从电源侧将储能与可再生能源发电相结合，组成一个联合系统，通过储能系统的能量存储和释放入网，使间歇性可再生电力能源变成稳定、安全、高效的清洁能源。与此同时，风、光等新能源面对电网负荷扰动难以进行功率调节，且其功率幅值在日周期内变化巨大。具备灵活双向调节能力的储能电站能够与电网现行调频调峰控制深度结合，兼顾电网功率平衡和发电成本，为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，成为智能电网、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。
另一方面，大量先进储能技术的应用将显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，可促进能源生产消费开放共享和灵活交易，实现多能协同，是构建能源互联网、推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。因此，先进储能技术对建设源网荷储深度融合的智能化、数字化新型电力系统具有重要意义。
大力发展抽水蓄能、电化学储能和压缩空气等多元化储能技术
储能技术实现方式多种多样，具体包括抽水蓄能、化学电池、压缩空气储能、飞轮、超级电容器、超导磁系统以及氢能、储冷、储热等。近年来全球范围内建设了数百项兆瓦级及以上规模的储能示范工程，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模达到191.1吉瓦，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6吉瓦。在众多储能技术中，由于在储能规模、安全性和经济性等多项指标上的优越表现，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气、飞轮等储能技术受到重点关注。
1.抽水蓄能在可见未来仍将是主力储能技术
抽水蓄能是目前技术最成熟、应用最广泛的储能技术，具有规模大、寿命长和运行费用低的特点。截至2020年底，全球储能市场中抽水蓄能的累计装机规模最大达到172.5吉瓦，占比为90.3%；我国抽水储能的累计装机规模已达到31.79吉瓦，占中国储能项目的89.3%。抽水蓄能技术的主要发展方向是电站关键部件的能效性能提升、系统控制优化以及与厂网间的智能联动。许多专家学者提出了地下抽水蓄能的概念，可将环境影响降至最低，是极具潜力的未来储能系统。南方电网主持的国家重点研发计划“海水抽水蓄能电站前瞻技术研究项目”关键成果“波浪扰动环境下可变速抽水蓄能机组实证平台”在2021年5月通过专家评审会。相信随着越来越多的新型抽水蓄能技术的研发，会有更多的示范性项目为未来商业化推广提供基础数据和积累经验。
2.电化学储能技术将快速发展
随着电动汽车行业的大力发展，其核心部件电池产业也得到重视和研究，进而带动了电池储能电站的大发展。采用电池的储能电站的规模不断扩大，在储电市场占比中仅次于抽水蓄能。目前在储能特别是储电领域是以抽水蓄能为主、以电池储能为辅的局面。截至2020年底，全球电化学储能的装机规模达14.2吉瓦，占比为7.5%。从技术分布上看，全球电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大，达到了13.1吉瓦，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10吉瓦大关。我国电化学储能累计装机规模3.28吉瓦，占比9.2%，新增装机功率规模达到1.56吉瓦，年新增首次突破1吉瓦，排名世界首位，增长率远远高于抽水储能。现阶段电池技术仍然处于快速提升阶段，锂离子电池是除抽水蓄能之外，应用占比最高的储能技术，但也存在安全隐患较大、成本较高、控制技术复杂等挑战。新型的电化学储能技术，如钠离子电池的应用将会扩大。“十四五”期间，电化学储能将以实现本质安全化、低成本和长寿命为主攻目标。
3.压缩空气储能是极具潜力的储能手段
压缩空气储能是利用空气作为介质，具有规模大、寿命长和运维费用低的特点。改进的绝热型和喷汽增焓型压缩空气储能技术具有可扩展性、环保性和高储能效率等优点，且可以避免化石燃料的使用，经济优势更为显著。理想情况下压缩空气储能效率可达70%以上，建设成本为3000元～4000元/千瓦，甚至可以与抽水蓄能比较成本竞争力，同时还具有充分的位置灵活性。目前商业化运行的压缩空气储能电站有两个，分别为德国Huntorf电站和美国McIntosh电站。由于良好的应用前景，当前各国政府均大力支持压缩空气储能技术研究。2019年，国际首套10兆瓦级先进压缩空气储能示范系统在中国通过科技部验收；另外，国际首套100兆瓦先进压缩空气储能项目在张家口正式开工，国家重点研发计划项目“10兆瓦级先进压缩空气储能技术研发与示范”将于2021年完成验收。中国的压缩空气储能技术将由理论和示范转为小范围商业化应用，随着分布式新能源发电的进一步爆发，中小规模的压缩空气储能项目将会在未来得到更大范围发展。
国家能源局于2021年4月发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，提出：“坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时间储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。”再次明确不同的储能技术将针对典型应用场景、满足不同时长和频率的储能要求，提出了需要开展储能技术多元化发展的目标。
建设多元化储能系统以满足电力系统调节需求
以新能源为主体的新型电力系统中出现的功率不平衡现象是具有多样性、不同时间尺度和显著层次性的，其成因包括新能源发电随机性、负荷扰动以及突发故障等多种因素，且表现出秒级、分钟、小时乃至季度等多种级别的时间尺度。新型电力系统中储能系统需要及时平衡新型电力系统的功率波动，同时配合电网调节策略，实现新型电力系统的安全经济运行。要实现这个目的，要求储能系统具备三大功能。
1）大容量：储能系统功率支援能力必须能够覆盖系统中新能源发电功率波动最大差额，因此必须具备较大容量；
2）快速响应：储能系统一般进行后发式功率支援，必须具备快速响应能力；
3）多层次功率支援能力：新型电力系统中功率不平衡问题来源和特性极具多样性，储能系统对各种类型的功率不平衡现象均要具备强大的多层次支援能力。
单一技术结构和控制策略的储能系统难以满足上述要求，因此必须建设智能的多元化储能系统，具体表现为三个方面。
1）技术多样性：任何一种储能技术电站都具有其优缺点，为满足多样化的功率支援需求，储能系统应当包含多种不同类型储能电站，且各类储能电站的容量配比与新型电力系统自身特性相契合。
2）功能层次化：为实现新型电力系统的安全经济运行，储能系统需要具备多层次的功率支援能力。有必要制定针对性的控制策略，并对各种特性的储能电站规划不同的角色，使其在系统中发挥特定作用，实现储能系统整体的层次化矩阵式的调节作用。
3）智能数字化：电力系统中的所有储能电站受电网中枢控制，形成网络化矩阵式的储能系统，实现储能电站优化配置，功率支援优化控制。以数字技术改变储能电站传统作业模式，以数据驱动储能电站规划管理和科学决策，与数字电网建设深度融合。
当前，南方电网储能电站以抽水蓄能电站占据绝对优势地位，电池储能和压缩空气储能等技术方兴未艾。未来储能系统建设将依托数字化新型电力系统建设，通过源—网—荷—储一体化规划优化，多措并举实现储能与电力系统的协调配合，支撑大规模新能源消纳和复杂大电网控制，支撑能源结构的转型，努力构建资源“灵活可调”、潮流“柔性可控”、故障“韧性可愈”的智能电网，为实现碳达峰、碳中和目标作出贡献。
