“长时储能缺口较大，液流电池发展前景乐观，但初始投资成本依然偏高”“预计今年新型储能的装机容量会超过抽蓄”“配电系统应尽可能追求新能源与负荷的分层分区平衡”……
在近期召开的“2024碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛”上，中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿，中国工程院院士、南方电网公司首席科学家饶宏，中国工程院院士、天津大学国家储能产教融合创新平台主任王成山，中国科学院院士、中国科学院深圳先进技术研究院碳中和技术研究所所长成会明，加拿大皇家科学院院士、加拿大工程院院士陈忠伟发表主旨演讲，共同探讨新型储能的发展趋势。
赵天寿中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长
新型电力系统建设需要高安全、不同时长的储能技术，其中，长时储能技术存在较大缺口。在发电侧，随着“风光”占比提高，为避免供电中断，理想储能时长应覆盖风光间歇期超过10小时；在电网侧，需要时长超过低谷期的储能技术削峰填谷，提高电网利用率及输电能力；在用户侧，工商业低谷电价时长超过6小时，峰段电价时长也大于6小时，工商业用户需要超过6小时的储能技术，降低用电成本。在长时储能技术中，液流电池时长灵活、本征安全、循环寿命长、回收残值高，是应用场景广泛、发展潜力广阔的长时储能技术之一。但是，当前液流电池初始投资成本偏高，初始投资成本仍高于2元/瓦时，成为该技术商业化应用的主要挑战。其中，电堆与电解液占全钒液流电池储能系统成本80%以上，提升电池电流密度，提升电解液利用率是降低系统成本，推动其产业化的关键。
饶宏中国工程院院士、南方电网公司首席科学家
新型储能两大特点正在显现：2—4小时的项目装机占比74.6%、电网侧集中式储能的容量占比增长快。新型储能即将迎来标志性里程碑，预计今年新型储能的装机容量会超过抽蓄，目前抽水蓄能装机50GW。新型储能形成了事实上的规模化发展，随着新能源装机持续增加，规模还将快速加大；新型储能正快速承担起电力系统调节作用，调节性资源的功能定位更加清晰；共享储能是发挥新型储能优化系统调节能力的重要方式，电网侧配置集中式大容量共享储能，可承担提高系统运行热备用水平等新功能；长时储能是必须要解决的问题，可探索技术经济合理的路径；构网型储能是重要发展方向；要因地制宜选择技术路线，把资源配置到系统需求的节点上，统一规划建设，形成与新能源并网规模相适应的新型储能调节支撑体系，筑牢新型电力系统的物理基础。
王成山中国工程院院士、天津大学国家储能产教融合创新平台主任
近年来，我国分布式光伏爆发式增长，导致配电网线路、变压器反向过负载严重，电压越限问题突出，多地消纳空间告急，多地接入“红区”频现以减缓发展速度。同时，我国电动汽车一方面在数量上快速增长，另一方面，人们对电动汽车实现快速充电的需求也更加迫切，大功率短时充电对配电网运行提出了重大挑战。这些都反映出配电系统对新能源、新业态和新负荷承载能力不足，供电能力水平亟待通过技术创新大幅提升。分层分区平衡，简单来说，就是区间互供、层间协调，不将平衡问题扩散到更高层级、更大范围。新型储能的应用不要只盯着辅助服务、容量等宏观层面，而是要渗透到配电系统的微小环节中去，配电系统应尽可能追求新能源与负荷的分层分区平衡，与周边的需求紧密结合、无所不在，特别是新型储能在微电网中的应用，将充满想象力。
成会明中国科学院院士、中国科学院深圳先进技术研究院碳中和技术研究所所长
储能技术路线的选择多种多样，电化学储能上升势头明显。但也带来了一些挑战，包括安全性问题、资源环境问题等等。面对这几个挑战，目前学术界和企业界都进行了一系列的探索，比如固态电池、水系电池、液流电池等等。我国幅员辽阔，从南到北、从冬到夏温差很大，我们的储能系统能否适应这种高低温的环境，非常重要。
宽温域电池特别是低温电池的发展日益紧迫。在资源问题上，尽管碳酸锂价格跌到每吨10万以下，但考虑到未来储能的蓬勃发展，仍然面临资源问题，我们需要考虑电池的回收与再利用，也需要发展资源丰富的电池种类，包括钠离子、锌、钙、铝等资源丰富的金属电池，也包括有机电池等等。
陈忠伟加拿大皇家科学院院士、加拿大工程院院士
针对锂离子电池面临的挑战，工作温区有待拓宽，安全性有待提升，能量密度有待提高。在低温电池技术瓶颈方面，低温下锂离子传输受限，低温下脱溶剂化困难，电解液和电极界面是影响电池低温性能的决定性因素。对于未来趋势，储能肯定大有可为，未来电化学能源的开发肯定是多学科交叉、跨尺度、多元化以及结合人工智能，从材料端到电池端的设计，还有电池的管理，人工智能都是非常关键的，结合人工智能和其他新技术，完善“材料-电极-器件”全链条，系统化研究实现降本增效，提高能量密度和安全性。
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