近日，新疆2024年全区独立新型储能项目清单发布，总规模7.35GW/30.86GWh。项目技术类型广泛，其中混合储能顶级规模，为3.002GW/12.96GWh。

  近年来，我国新型储能规模迅速增加，各类技术多元发展，其中锂电池占据显著优势。然而，随着储能应用场景的不断拓展，系统需求不断细化，单一类型的储能已难以满足市场要求，混合储能应运而生。在业内人士看来，混合储能通过组合不同的储能技术路线，弥补单一储能技术缺陷，提升系统效率和可靠性，是未来能源存储领域的重要发展方向。

  混合储能在电源侧、电网侧与用户侧都拥有大范围的应用场景，对于提高电力系统稳定性、经济性和可靠性具有非消极作用。“混合储能通过耦合多种不同技术特性的储能设施，能够完全满足功率型储能、短时能量型储能和长时能量型储能等不同的应用需求。目前来看，混合储能最主要的应用场景应该是电源侧的新能源消纳与辅助服务，以及电网侧的削峰填谷。”吴微表示。

  鑫椤资讯高级研究员龙志强告诉《中国能源报》记者：“储能主要承担辅助服务，如调频调峰等，以提高电网接纳风电、光伏等可再次生产的能源的能力。液流电池等部分新型储能成本还比较高、规模小，配合锂电池一起推广，可降低系统成本。”

  作为新兴技术模式，混合储能由于结合了多种储能技术，在实际应用中也提出了更高的要求，例如储能技术的协同性、配置比例的优化等。龙志强表示，目前混合储能规模仍较小，处于示范阶段，未达到大规模商业化阶段。且由于混合储能系统中每种技术都有其各自的工作原理和运行特性，要专业的技术上的支持团队来确保混合储能系统的稳定运行和高性能。

  此外，吴微还提到：“混合储能中，除锂离子电池储能外，其他技术的产业化程度较低。如目前国内只有少数企业能供应全钒液流电池，未形成规模经济。”

  混合储能发展备受业内关注。2022年，国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

  政策引导下，混合储能项目建设也在持续推进，多个项目并网投运。今年6月，中国安能二局上海分公司参建的江苏华电灌云20万/40万千瓦时储能项目顺利并网成功。该项目采用磷酸铁锂储能与全钒液流储能相结合的混合储能模式。

  2月，国家能源局发布56个项目的新型储能试点示范项目名单，包括山东省利津县795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区100MW/200MWh、新疆尔自治区哈密市伊州区256.5MW/1000MWh在内的8个混合储能项目入选，规模超7GWh。

  去年8月，我国首个由铁铬液流、飞轮、锂电三种形式组成的混合储能项目在内蒙古霍林郭勒正式投运。该项目通过不同形式储能的应用，能够得到功率型和能量型混合式储能运行经验及并网策略。

  混合储能项目以“磷酸铁锂+”为主，包括“磷酸铁锂+飞轮”“磷酸铁锂+液流电池”“磷酸铁锂+超级电容”等。作为能量型储能，锂电池储能更适合2—4小时调峰场景。如今6—8小时之后长时储能需求提升，以锂电池储能搭配液流电池的混合储能技术优势凸显。

  “在储能技术路线中，磷酸铁锂电池表现最为亮眼。但锂电池充放电时长较短，不足以满足长时储能的需求，且运行环境要求更高。在现有的技术条件下，依靠单一储能技术方法不足以满足电力系统对储能的需求。而混合储能包含多种储能技术类型，能够完全满足多样化的场景应用需求，比如，全钒液流电池和氢储能技术可解决长时储能的需求。”厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微对《中国能源报》记者表示。

  吴微认为，混合储能的商业化进程主要根据技术进步以及市场需求。短期内，电力系统的平衡需求仍以短时调节的灵活性资源为主。但随着新能源在发电结构中的占比不断的提高，对长时储能的需求将持续不断的增加，混合储能将迎来发展机遇期。

  龙志强表示，混合储能需要国家的推广和支持，需要更加多示范项目推动混合储能推广。未来通过规模效应、技术进步、政策支持、产业链协同发展和市场需求等多方面努力，有望逐步推动混合储能系统成本的持续下降，促进其广泛应用和发展。

  针对混合储能发展，吴微给出三方面建议：“一是加大对混合储能的支持力度。通过示范项目扩大各类储能的装机规模，加快各类储能技术商业化进程；二是增强对混合储能的研发支撑。锂离子电池的加快速度进行发展，得益于数十年的技术积累。需要增强基础研究投入，加快技术积累进程；三是完善对混合储能的政策引导。能采用对配置混合储能的新能源发电项目进行优先并网等政策，增加应用的激励。”

  ■本报记者 姚美娇 杨梓《 中国能源报 》（ 2024年09月02日 第13 版）

  近日，新疆2024年全区独立新型储能项目清单发布，总规模7.35GW/30.86GWh。项目技术类型广泛，其中混合储能顶级规模，为3.002GW/12.96GWh。

  近年来，我国新型储能规模迅速增加，各类技术多元发展，其中锂电池占据显著优势。然而，随着储能应用场景的不断拓展，系统需求不断细化，单一类型的储能已难以满足市场要求，混合储能应运而生。在业内人士看来，混合储能通过组合不同的储能技术路线，弥补单一储能技术缺陷，提升系统效率和可靠性，是未来能源存储领域的重要发展方向。

  混合储能在电源侧、电网侧与用户侧都拥有大范围的应用场景，对于提高电力系统稳定性、经济性和可靠性具有非消极作用。“混合储能通过耦合多种不同技术特性的储能设施，能够完全满足功率型储能、短时能量型储能和长时能量型储能等不同的应用需求。目前来看，混合储能最主要的应用场景应该是电源侧的新能源消纳与辅助服务，以及电网侧的削峰填谷。”吴微表示。

  鑫椤资讯高级研究员龙志强告诉《中国能源报》记者：“储能主要承担辅助服务，如调频调峰等，以提高电网接纳风电、光伏等可再次生产的能源的能力。液流电池等部分新型储能成本还比较高、规模小，配合锂电池一起推广，可降低系统成本。”

  作为新兴技术模式，混合储能由于结合了多种储能技术，在实际应用中也提出了更高的要求，例如储能技术的协同性、配置比例的优化等。龙志强表示，目前混合储能规模仍较小，处于示范阶段，未达到大规模商业化阶段。且由于混合储能系统中每种技术都有其各自的工作原理和运行特性，要专业的技术上的支持团队来确保混合储能系统的稳定运行和高性能。

  此外，吴微还提到：“混合储能中，除锂离子电池储能外，其他技术的产业化程度较低。如目前国内只有少数企业能供应全钒液流电池，未形成规模经济。”

  混合储能发展备受业内关注。2022年，国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

  政策引导下，混合储能项目建设也在持续推进，多个项目并网投运。今年6月，中国安能二局上海分公司参建的江苏华电灌云20万/40万千瓦时储能项目顺利并网成功。该项目采用磷酸铁锂储能与全钒液流储能相结合的混合储能模式。

  2月，国家能源局发布56个项目的新型储能试点示范项目名单，包括山东省利津县795MW/1600MWh、山西省朔州市平鲁区100MW/200MWh、新疆尔自治区哈密市伊州区256.5MW/1000MWh在内的8个混合储能项目入选，规模超7GWh。

  去年8月，我国首个由铁铬液流、飞轮、锂电三种形式组成的混合储能项目在内蒙古霍林郭勒正式投运。该项目通过不同形式储能的应用，能够得到功率型和能量型混合式储能运行经验及并网策略。

  混合储能项目以“磷酸铁锂+”为主，包括“磷酸铁锂+飞轮”“磷酸铁锂+液流电池”“磷酸铁锂+超级电容”等。作为能量型储能，锂电池储能更适合2—4小时调峰场景。如今6—8小时之后长时储能需求提升，以锂电池储能搭配液流电池的混合储能技术优势凸显。

  “在储能技术路线中，磷酸铁锂电池表现最为亮眼。但锂电池充放电时长较短，不足以满足长时储能的需求，且运行环境要求更高。在现有的技术条件下，依靠单一储能技术方法不足以满足电力系统对储能的需求。而混合储能包含多种储能技术类型，能够完全满足多样化的场景应用需求，比如，全钒液流电池和氢储能技术可解决长时储能的需求。”厦门大学中国能源政策研究院副教授吴微对《中国能源报》记者表示。

  吴微认为，混合储能的商业化进程主要根据技术进步以及市场需求。短期内，电力系统的平衡需求仍以短时调节的灵活性资源为主。但随着新能源在发电结构中的占比不断的提高，对长时储能的需求将持续不断的增加，混合储能将迎来发展机遇期。

  龙志强表示，混合储能需要国家的推广和支持，需要更加多示范项目推动混合储能推广。未来通过规模效应、技术进步、政策支持、产业链协同发展和市场需求等多方面努力，有望逐步推动混合储能系统成本的持续下降，促进其广泛应用和发展。

  针对混合储能发展，吴微给出三方面建议：“一是加大对混合储能的支持力度。通过示范项目扩大各类储能的装机规模，加快各类储能技术商业化进程；二是增强对混合储能的研发支撑。锂离子电池的加快速度进行发展，得益于数十年的技术积累。需要增强基础研究投入，加快技术积累进程；三是完善对混合储能的政策引导。能采用对配置混合储能的新能源发电项目进行优先并网等政策，增加应用的激励。”