“值得注意的是，目前超过3000万的新型储能装机规模，与《“十四五”新型储能发展实施方案》确定的3000万目标是不可比的。因为大量已建成新型储能项目调用率有待提升，部分项目由于多方原因暂时没有并网，未能发挥应有作用，而实施方案目标指的是实际为电力系统提供灵活性调节能力补充的新型储能。”3月10日，由工业和信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办的“第十四届中国国际储能大会暨展览会”上，浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳指出。
刘亚芳认为，新型储能和风光发电、人工智能、大模型一样，都是典型的新质生产力。她研究并提出了新质生产力产业化发展的五个主要特点：一是创新活跃，产业化发展在技术迭代中提速；二是以嵌入、融合方式发挥作用；三是功能丰富，布局灵活，多重价值；四是不同于传统产业，目前，大多数新质生产力技术的产业化应用，尚缺乏针对性成本价格政策或市场回报机制；五是工程应用的专业技术性强，需要针对应用场景特点制定个性化、系统化、市场化的建设方案、运行策略。绿色发展是高质量发展的底色，新质生产力本身就是绿色生产力。
国家能源局发布的数据显示，截至2023年底，全国已投运新型储能装机规模3139万千瓦/6687万千瓦时。2023年新投运装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长超过260%。新型储能激增的最主要因素是我国风光发电发展的突飞猛进。截至2023年底，我国风光发电装机总规模达10.5亿千瓦。2022年，风光发电新增装机超过1.25亿千瓦，而2023年新增装机达到2.92亿千瓦。按此增速推测，预计2024年底，我国风光发电装机规模有望突破“双碳”战略确定的2030年发展目标—12亿千瓦。因此，不得不加快电力系统灵活性调节能力建设。
刘亚芳表示，新型储能技术作为新产业，正在多元化发展。尽管在电动汽车产业发展的带动下，目前已投运的锂离子电池储能占比97.4%，处于绝对优势。但是，铅炭电池、压缩空气储能、液流电池储能和其他新型储能技术也在纷纷开展建设和示范，多个300兆瓦等级压缩空气储能、100兆瓦等级液流电池储能、兆瓦级飞轮储能即将建成投运。此外，氢（氨）储能、熔盐储能、重力储能、二氧化碳储能等新技术项目正在建设中，新型储能技术多元化趋势日益凸显，产业链不断健全。
为推动新型储能技术产业化、规模化、市场化发展，国家能源局于2020年、2023年先后两批开展了64个新型储能项目示范，共涉及锂离子电池储能、压缩空气储能、液流电池储能、重力储能、飞轮储能等10种技术路线。
刘亚芳表示，新型储能作为规模化、产业化、商业化应用技术，创新是底色。微观层面，企业作为主体，在技术方案、项目建设和运行、运营等方面都应该理智决策，不仅应关注储能设备本体的技术性能，更应注重系统化思维，智能化控制、智慧化运营。储能作为不发电但是可以存储、释放电力的工具性技术，当前，大多数是作为灵活性调节资源运用于微电网，或者依据有关政策接受电力调度，或者通过参与电力现货、电力辅助服务市场获利，业主应该在储能设施运行智能控制和电力市场报价等软硬件方面加大资源投入，以便确保运行安全的前提下，充分发挥储能设施的灵活性调节价值，高效率运行，高收益运营。
宏观层面，刘亚芳建议，要加快构建有利于新质生产力发展的体制机制。亟需加快构建有利于新能源、新型储能等新质生产力发展的体制机制。电力调度运行是电力系统生产关系的具体体现。针对大量新型储能建而不用的问题，建议进一步贯彻落实已出台的相关政策、规范，同时依据体现“同工同酬”“按效果付费”的原则制定有关政策，对新型储能和各类灵活性调节资源给予相应的价格机制，切实调整完善能源电力生产关系。同时，各地因地制宜制定的峰谷分时电价政策要尽量保持适度稳定，减少工商业和户用储能设施投资回报不确定的风险。
刘亚芳强调，要大力推动软件、控制系统的技术创新，大力度推动格政策、市场机制、调度运用等制度的创新，为实现新型储能新质生产力的价值创造条件。
