网讯：8月24日，由深圳市发展和改革委员会指导，中国化学与物理电源行业协会与南方科技大学碳中和能源研究院联合主办，100余家机构共同支持的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在深圳召开。此次大会主题是“开拓新质生产力，推动储能产业高质量发展”。
会议现场
大会主办方邀请6位院士及100位行业专家分别从新型储能系统集成解决方案、长时储能技术及应用、虚拟电厂、工商业储能专场、新型储能电池、新型储能与电力市场、智能微电网、储能标准宣贯、新型储能技术青年科学家论坛等12个专场进行充分讨论交流。
会议现场
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的500余家产业链企业，1012位嘉宾参加了本届大会，其中21家企业展示了储能产品解决方案，在线观众超过4万余人观看了开幕盛况。
会议现场
本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和中国储能网、数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持！
本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长、清华四川能源互联网研究院绿色储能所所长陈永翀教授主持。
中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深
中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深在致辞中表示， 当前，我国储能产业发展成效显著，产业转型升级和高质量发展步伐明显加快，但也面临着一系列新形势、新变化、新难题，亟需以市场应用为主导，产业链和供应链协同创新、提质增效降成本，引领储能产业走好新时期高质量发展之路。
作为战略性新兴产业，我国新型储能产业近两年取得巨大成就，首先缘于国家对新型储能产业的高度重视，健全了自主可控的产业链体系，初步形成了具有创新特色的产业闭环生态；其次是得益于国内储能企业积极开拓国际市场，以更高的性价比和服务使中国储能产品深受海外市场青睐。
受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，中国储能装机规模持续快速增长。王泽深重点介绍了今年前七个月我国新型储能产业发展形势。
在项目投运和规划方面，据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2024年1-7月全国新型储能新增装机共16.7GW/40.5GWh，其中，江苏新增装机8.2GWh，容量占比为 20.19%，位列全国第一；新疆新增装机5.7GWh，占比为14.13%，排在第二；山东4.18GWh，占比为10.33%，位居第三。 此外，浙江、青海、广西、内蒙古新增装机均超2GWh。
2024 年1-7月，华东地区新型储能新增装机规模最大，达16.6GWh，占全国新增装机的41.03%，其中电网侧装机13.8GWh，用户侧装机1.85GWh，均居全国首位。西北地区新增装机10.3GWh，占比25.49%。华南地区新增装机4.44GWh，占比10.97%。华北地区新增装机4.39GWh，华中3.05GWh，西南1.56GWh。
2024年1-7月新增投运362个工商业储能项目，规模共计1.09GW/2.72GWh，其中，江苏工商储新增投运规模317.692MW/830.401MWh，容量占比30.56%；浙江新增投运项目最多，共144个，规模205.06MW/668.559MWh，占比24.6%；广东新增装机158.8MW/370.5MWh，占比13.63%；安徽143.4MW/291.465MWh，占比10.73%。此外，湖北、湖南工商储新增装机均在100MWh以上。
2024 年1-7月共45个储充/光储充/微电网/台区储能新增投运项目，规模共30.52MW/86.536MWh。其中规模最大的是陕西省台区分布式储能项目。
2024 年1-7月全国新增5200多个工商业储能规划和拟在建项目，合计规模达7.76GW/18GWh。其中江苏新增规模最大，达3.13GW/7.15GWh，占比39.62%；浙江项目最多，超1800个，合计规模1.78GW/4.12GWh，占比22.86%；广东超1000个项目，规模达965.6MW/1955MWh，占比10.83%。此外，湖北、河南工商储规划和拟在建项目均在1GWh以上。
各省新型储能新增规划和拟在建项目规模创近三年以来新高。2024 年1-7月，各省新型储能新增规划和拟在建项目规模总计达185GW/469GWh，其中内蒙古新增规模最大，达20.7GW/82.5GWh，容量占比17.58%；山东40GW/80GWh，容量占比16.87%，排在第二；甘肃15.8GW/54GWh，占比11.52%，位居第三。此外，广东、河南均超30GWh，江苏、湖北都在20GWh以上。
光储充一体化需求日益明确，各省支持政策频出，全国已有20多家地方交投/高速集团进入这一市场。
据储能应用分会不完全统计，2024 年1-7月全国储充/光储充项目新增拟在建项目619个，其中广东最多，新增拟在建192个，数量占比31.02%，多数为城市充电站；其次是河南，新增达179个，数量占比28.92%，多数应用场景为高速服务区充电站项目。此外，福建、浙江、山东都超过30个，占比均在5%以上。
在产业投资方面，据储能应用分会不完全统计，截止2023年底，国内前14家锂电池龙头企业已建成产能达1354.2GWh，其中，宁德时代552GWh，占比40.76%；比亚迪220GWh，占比16.2%；国轩高科109GWh，占比8%，亿纬锂能产能达86GWh，占比6.35%。
2024年1-7月共150个储能锂电池产业项目更新了动态，合计年产能1370GWh，总投资超3670亿元，达产后年产值超5860亿元。其中，备案582GWh，占比43.05%；签约/环评获批/拟建等372GWh，占比27.51%；开工/在建298GWh，占比21.89%，新增规划+在建产能合计共1252GWh。
1-7月新增投产118GWh，占比7.54%，投产产线达产后年产值超739亿元。
2024年1-7月，江苏省储能锂电池产业项目新增产能最大，投产6GWh，规划和拟在建244.2GWh，合计年产能超250GWh，占比18.3%，总投资超380亿元，达产后年产值超575亿元。广东新增投产规模最大，达47GWh，新增规划和拟在建产能89GWh，总计136GWh，占比10%，排在第二。浙江新增拟在建产能111.3GWh，排名第三。河南新增投产40GWh，新增投产规模位居全国第二。
据储能应用分会统计，2024年1-7月共308个储能系统集成产业项目更新了动态，合计年产能1008GWh，总投资超2187亿元，达产后年产值超2700亿元。其中，备案507GWh，占比50.28%；签约/环评获批/拟建等250GWh，占比24.79%；开工/在建197GWh，占比19.54%，新增规划+在建产能合计共953.58GWh。新增投产54.42GWh，占比5.4%，投产产线达产后年产值超320亿元。
2024年1-7月共61个液流电池产业项目更新了动态，新增拟在建年产能133GWh，总投资超869亿元，达产后年产值超1170亿元。其中，备案47.1GWh，占比35.31%；签约/拟建29.7GWh，占比22.26%；开工/在建56.6GWh，占比42.43%。
2024年1-7月共49个钠电池产业项目更新了动态，新增总年产能217GWh，总投资超1050亿元，达产后年产值超983亿元。其中，备案33GWh，占比15.17%；签约/拟建52.5GWh，占比24.13%；开工/在建131GWh，占比60.22%。可以得出，新增规划+在建产能合计共216GWh。1-7月钠电池共投产1.04GWh，占比0.48%。
2024年1-7月共32个固态/半固态电池产业项目更新了动态，新增总年产能187GWh，总投资超900亿元，达产后年产值超643亿元。其中，备案18GWh，占比9.63%；签约/拟建56GWh，占比29.95%；开工/在建110GWh，占比58.82%。综上，新增规划+在建产能合计共184GWh。1-7月固态/半固态电池共投产3GWh，占比1.6%。
2024年1-7月共21个飞轮储能产业项目更新了动态，新增总年产能达40.2GW，总投资超187亿元，达产后年产值超350亿元。其中，备案6.7GW，占比16.67%；签约/拟建28GW，占比69.65%；开工5GW，占比12.44%。综上，新增规划+在建产能合计共39.7GW。2024年1-7月飞轮储能新增投产500MW，占比1.24%，新增投产产线达产后年产值约20亿。
2024年1-7月共11个压缩空气储能产业项目更新了动态，新增总年产能达3.4GW，总投资超50亿元，达产后年产值超200亿元。其中，备案产业项目有6个，开工项目1个，签约项目2个，但均未公示具体产能。环评公示项目1个，新增规划年产能3GW，占新增明确产能的98.68%.2024年1-7月压缩空气储能新增试生产项目1个，新增产能400MW，占比1.32%，达产后年产值为25亿。
在储能项目招标集采方面。据储能应用分会统计，2024年1-7月，国内储能EPC、PC、电芯、储能系统采招和容量租赁总需求达35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招标46.7GWh，储能系统（含直流侧）采招34.66GWh，容量租赁1.86GWh，电芯集采18.9GWh。
就应用场景分析，电网侧独立/共享储能项目招标规模18.12GW/43.43GWh，容量占比67.28%；电源侧招标7GW/18.6GWh，占比28.85%；用户侧0.917GW/2.5GWh，占比3.87%。
2024年1-7月，国内储能EPC、PC、电芯、储能系统采招和容量租赁总需求达35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招标46.7GWh，储能系统（含直流侧）采招34.66GWh，容量租赁1.86GWh，电芯集采18.9GWh。
就应用场景分析，电网侧独立/共享储能项目招标规模18.12GW/43.43GWh，容量占比67.28%；电源侧招标7GW/18.6GWh，占比28.85%；用户侧0.917GW/2.5GWh，占比3.87%。
2024年1-7月新型储能招标规模最大的省份是江苏，规模达9.73GWh，容量占比14.86%；新疆招标规模达8.9GWh，占比13.61%，居全国第二。内蒙古招标需求达6.85GWh，占比10.45%，排在第三。河南招标规模超5GWh，此外，宁夏、青海、甘肃、河北、山东招标规模均在4GWh以上。
就大区分析，2024年1-7月西北地区储能招标规模最大，达22.75GWh，容量占比34.73%；华东地区招标规模达15.8GWh，占比24.1%；华北地区招标规模为13.5GWh，占比20.66%。此外，华中6GWh，西南4.4GWh，华南2.54GWh。
2024年1-7月，电芯/储能系统集采/框采招标规模达36.7GWh，规模最大的是中国电气装备14.54GWh储能电芯集采，其中11.1GWh需求为314Ah电芯。虽然目前主流电芯仍为280Ah，但314Ah电芯在7月集采中的需求已远超280Ah电芯。目前，300Ah+ 产品在全球大储市场占有率已接近30%。此外，1-7月PCS集采招标2.04GW，EMS招标2.4GWh。
在中标价格方面。据储能应用分会统计，2024年7月，1h储能EPC中均价为1.608元/Wh。2h磷酸铁锂储能EPC中标价格在0.886-1.938元/Wh区间内，中标均价1.362元/Wh。4h储能EPC中标价格在1.08-1.5元/Wh，均价1.097元/Wh。2024年7月，磷酸铁锂储能系统采购中标单价区间0.495-0.888元/Wh，其中，1h磷酸铁锂储能系统中标单价区间在0.88-0.8841元/Wh。2h储能系统中标单价区间在0.52-0.888元/Wh。4h储能系统中标单价区间在0.495-0.695元/Wh，均价0.508元/Wh。
王泽深指出，新型储能依然存在调度利用水平偏低、主动支撑能力不足，商业模式不清晰、储能充放电成本较高、市场主体激励不足、管理机制不健全、安全性有待加强等问题。同时，受新能源大基地建设、分布式光伏发展、区域弱电网运行、新能源汽车渗透率不断提升、用电冬夏、早晚“双峰”、极端灾害天气多发频发等影响，保障电力安全可靠供应面临多重考验，新型电力系统对储能的需求将不断增长，对储能的支撑、调节能力也提出了更高要求。
王泽深表示，“十四五”是“碳达峰”的关键期，应综合考虑我国国情及电力市场发展阶段，进一步挖掘新型储能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型主体资源参与电网调节潜力，加强储能政策顶层设计，开展储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究，探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法，健全储能运行与管理机制，加强攻关在储能设备、系统集成、规划设计、施工安装、并网调度、安全运维等环节存在的短板技术，实现各类储能与源网荷共建共享、高效联动。推动多元化新型储能技术蓬勃发展，为保障新型电力系统安全稳定运行发挥重要支撑作用。
深圳市发改委副主任余璟
深圳市发改委副主任余璟在致辞中表示，面对气候变化的严峻挑战，加速能源结构调整，推动绿色低碳发展，已是我们共同的责任和使命，新型储能技术作为能源转型的重要支柱，在推广可再生能源、构建新型电力系统、建设现代能源体系等方面扮演着重要角色。
余璟表示，今年，新型储能首次写入政府工作报告，标志着今后发展新型储能将成为我国能源转型发展的一项重要工作。
余璟指出，深圳作为我国新型储能领域的重要创新力量，始终坚持“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，加快打造世界一流新型储能产业集群，聚焦建设“四个中心”，先进储能总部加研发中心、新型储能高端制造中心、多场景示范验证中心、全球储能优质产品及解决方案供给中心。
余璟表示，目前深圳已聚集储能产业链上下游企业超过7000家，构建了良好的产业生态和规模庞大的产业基地。2023年储能产业的产值超过3000亿元。2023年深圳市委市政府提出深圳建设数字能源先锋城市，目前已经编制了建设规划，深圳数字能源有三张城市名片：光储超充车网互动、充储放一张网、超充之城以及储能电厂。目前深圳储能电场的规模已经聚集复合达到250万，可调出力超过70万kw。仅今年高峰期调用次数接近40次，解决了削峰填谷以及过载等短板问题。深圳的充电桩目前已经超过37万个，超充站已经建设了500座，是全国第一个双超城市，超过加油站、加油枪数量。最新数据表明充电站转型变成超充站后，利润率最高达到49%。
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
中国科学院院士、南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿在《新型液流电池储能技术》主题报告中指出，现有储能面临安全、地域、时长局限，尤其缺乏长时、高安全储能。新型电力系统建设需要高安全、不同时长的规模化储能技术，储能容量与功率解耦是实现长时的要素，源网荷三侧均需要长时储能技术，长时储能技术存在较大缺口。新型液流电池本征安全、时长灵活、循环寿命长、回收残值高，是应用场景最广、发展潜力最大的长时储能技术之一，有望填补长时储能技术缺口。目前液流电池初始投资成本偏高，性能的突破是降本和发展的关键。
赵天寿指出，为风光电外送，我国已建成多条跨区域电网，但因发电与用电不匹配，跨区域输电功率存在低谷期（如6小时）。需要储能时长超过低谷期的技术，削峰填谷，提高电网利用率及输电能力。随风光占比提高，为避免供电中断，理想储能时长应覆盖风光间歇期，超过10h。工商业电价低谷电持续时长超过6小时，峰段电持续时长超过6小时，工商业用户为降低用电成本需要超过6小时的储能。
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、南方电网公司首席科学家饶宏在《新型储能发展及其在新型电力系统的应用思考》主题报告中指出，截至今年6月底，全国累计投运新型储能电站数量达到3040个，源、网、用电侧占比分别为29%，16%，55%。新能源基地送出、弱系统构网、分布式光伏并网、电网调频调压黑启动、绿色微网等推动新型储能需求显性增加，应用场景多样化。
饶宏指出，截止6月底，我国累计发电装机30.7亿千瓦、新能源装机11.8亿千瓦，正在逐步形成事实上的“新能源为主体”的新型电力系统（初级阶段形态）。
饶宏认为，目前新型储能装机约占新能源3.2%；到2025年，新型储能规模可能突破1亿千瓦，约占新能源的6.7%，正在形成事实上的“规模化”发展。
饶宏表示，新型储能(按80GWh、EPC价格1.5元/Wh估算)直接投入超1200亿元，拉动上下游投入2000亿元左右，新型储能有可能形成“万亿产业”，被认为是战略性新兴产业的重要内容。
饶宏指出，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，装机容量＞抽蓄（“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）。
饶宏指出，面对快速增长的实际和巨大的发展机遇，当前对新型储能的认识并不统一，从技术的“完备性”、应用场景的“符合性”深入探讨。
针对当前多元化新型储能技术发展现状和应用场景，饶宏分别做了详细介绍。
饶宏指出，未来常规电源比例下降、新能源比例上升，将导致低惯量、调频备用不足，故障扰动下电力系统最大频率偏差和准稳态频率偏差增大，影响系统运行安全。与常规电源相比，储能能量调用和功率响应速率快（~10ms），调节范围广（-100%至100%），可有效改善最大频率偏差和准稳态频率偏差。
“共享储能”是优化系统调节能力的重要方式。饶宏认为，利用储能的充放电，实现对电力系统移峰填谷，一方面提升新能源消纳能力，另一方面提供负荷高峰时段的顶峰能力。参考现有抽水蓄能的运营和市场模式，积极推动新能源配储的形式改为集中式共享储能，并布局在主网架关键节点，新能源场站购买或租赁共享储能资源及相应服务。
饶宏指出，在弱电网地区如南疆、藏中等，面临交流电网薄弱、频率、电压支撑能力差、运行可靠性低等电网发展问题，加之缺乏常规电源支撑，系统在电压调节、一次调频、阻尼控制及惯量响应等方面均面临安全风险，可配置具有较强支撑能力的储能提升电网稳定运行水平
针对长时储能的应用场景及解决思路，饶宏认为，目前新型储能时长容量有限，一般最长在4~8小时左右，日调节特性使其在应对大风小风季、连续大风日、连续阴天情况下的电力平衡和可再生能源消纳时作用十分有限。从当前的技术条件看，“更长充放时长”或“充满后长周期保持”，并不适合新型储能。可通过氢/氨等绿色燃料，逐步替代化石燃料，让传统火电成为未来可靠的长时储能方式。
针对新型储能技术未来发展的目标和研发方向，饶宏指出，新型储能未来技术发展路线不够明确，应围绕不同应用场景对爬坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求，探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能等多种技术路线的储能电站形成不同时长、不同频次、不同规模、不同适应性的多元融合电力系统调节技术，提高新型储能技术的自主可控水平、产业链竞争力和抗风险能力，从根本上保障电力系统调节能力。
在功能定位方面，饶宏认为新型储能是新型电力系统调节能力优化的核心，其不适于长周期供电，主要是快速调节作用，是对常规机组支撑和调节能力的补充，支撑新型电力系统安全稳定运行。
在配置方式方面，饶宏认为新能源场站的配储按照配比要求在电网侧集中配置大容量储能，由电网统一调度，发挥储能的“规模化”效应，促进资源集约利用和降本增效
在构网型技术发方面，饶宏认为构网型储能可以对“沙戈荒”大基地等薄弱电网或纯新能源局部电网提供更好的安全稳定支撑，未来将在受端电网等更多场景发挥作用。
在新能源配套储能方面，饶宏认为有必要性，主要是调节新能源出力峰谷特性、降低波动性，提升新能源并网友好性。但目前新能源配储总体利用率较低，原因主要在于目前的电力系统整体充裕性和灵活性依然较高（目前，常规电源机组容量与最大负荷的比值约1.35，系统充裕度较大）。未来，如果常规电源比例的下降和新能源比例的上升，电力系统充裕性和灵活性需求将提升，储能应用需求将会随之显现。但建议结合区域电力系统的需求做好规划。
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在《储能与新型配电系统》主题报告中指出，我国能源生产量和消费量均位居世界前列，2023年我国二氧化碳排放量126亿吨，占全球碳排放总量近三分之一，世界第一。大力推进节能减排措施，大力发展可再生能源，是能源转型的关键。
王成山认为，当前电力系统安全经济运行面临系列挑战。其中在源侧，火电装机比例逐渐降低，深度调峰能力不足；可再生能源比重上升，新能源出力具有波动性、间歇性等特征，对电网灵活调节能力提出更高要求。在荷侧，空调、电动汽车等负荷快速增长，季节性用电趋势和峰谷差愈加明显，分布式电源可观可控性差，用户用电行为方式需要引导。在网侧，在新能源为主体的新型电力系统中，新的源-荷形态将使电网特性产生质的变化，传统基于同步发电机的电网理论与技术需颠覆性创新，才能确保电网安全可靠运行！
王成山指出，电力市场可为供需双方参与互动创造条件，但调度方式需与市场模式 相适应，在保证安全前提下，创新交易模式，扩展市场参与方获益方式。
王成山认为新型电力系统发展需要解决的四方面重大问题，主要包括分布式与集中式新能源控制与调度；用户侧资源充分挖掘利用；电网柔性互联及安全运行；智能电网基础支撑技术。
王成山表示，配电系统是将电能安全配送到千家万户的重大基础设施，特大型城市电网、微电网都属配电系统。
王成山指出，预计2030年我国分布式光伏达到10亿千瓦以上，新型储能突破2亿千瓦，电动汽车超过亿辆；2060年我国全社会用电量将由目前9万亿度增加到16万亿度。配电系统承载力不足问题突出，供电能力水平亟待通过技术创新大幅提升。
王成山表示，未来配电系统中各种间歇性、随机性、模糊性因素的大量出现使系统整体不确定性显著增强，其来源几乎覆盖了配电系统全部层面，需要有效应对其可能带来的负面影响。
王成山指出，配电系统低碳化发展是必然趋势，支撑高电气化比例用能、终端综合能源系统发展，服务全社会用能低碳化。分布化将是未来配电系统的典型形态，用户需求是配网形态变化的主要驱动力。去中心化是配电系统形态和机制的重大变革，数字化是配电系统高效可靠运行的重要手段。
王成山表示，配电系统承载力水平亟待提升，传统配电网网架常常闭环设计开环运行，需满足N-1原则，对于“手拉手”单联络（我国常用）结构，负载率不超50%；需满足最大负荷需求，50-100%最大负荷全年时间占比不足20%，导致全年资产利用水平不足30%。
王成山强调，配电系统网架形态需变革，供电灵活性有待加强。需因地制宜发展交直流混合配电系统，突出微电网在配电系统中的支撑性作用，发挥电力装备灵活性调控优势，提高分层、分区自治能力，构建满足区间互供、层间协调的新型灵活网架形态，实现源荷增长性、波动性带来的矛盾尽可能就地化解。
王成山表示，微电网将作为大电网重要支撑性环节，成为解决分布式能源并网问题的有力手段，是新型电力系统重要构成单元。
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
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在《本征安全型锌离子水电池的研发进展》主题报告中指出，储能的选择多种多样，电化学储能目前看上升的势头非常明显。新型储能里大概97%-98%又是电化学储能特别是锂离子电池储能。从锂离子电池的出货量看，确实也非常之大，尽管现在动力电池还占据了3/4左右。但储能电池的增长速度非常迅猛。
成会明指出，面对安全性问题、能不能适应各类环境、资源问题等挑战，目前学术界和企业界都进行了一系列的探索，比如现在在非常迅猛的发展固态电池，也在发展水系电池，包括液流电池。我国幅员辽阔，从南到北，夏天可以到70度、80度，冬天可以到零下50度，我们的储能系统能否适应这种高低温的环境，也非常重要。宽温域电池特别是低温电池的发展显得日益紧迫。在资源问题上，尽管碳酸锂现在的价格跌到每吨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，还有环境问题，所以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，从理论上看是没有资源问题。
中国电力企业联合会标准化管理中心副主任汪毅
中国电力企业联合会标准化管理中心副主任/中电联技经中心副主任/全国电力储能标委会副主任委员汪毅在《电力储能标准化工作现状及展望》主题报告中指出，储能在电源侧、电网侧和用户侧已广泛应用，关键装置性能不断提高，储能电站运行管理经验丰富，关键支撑技术水平持续提升，核心技术全部国产化，为标准的体系建设、编制和推广应用提供了扎实的基础。
汪毅介绍，我国从2010年开始开展电力储能标准的制定。目前国家和行业标准涵盖电化学储能和物理储能，初步搭建体系，填补了我国储能标准的空白。主要包括锂离子电池、钠离子电池、铅炭电池、液流电池、水电解制氢/燃料电池、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器储能、超导储能等多种储能形式。涉及基础通用、规划设计、施工验收、运行维护、检修、设备与试验、技术管理等方面。保障储能装置的制造、招投标、监造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等工作有序开展，保证储能系统在电力系统的安全稳定运行。
汪毅表示，IEC TC120于2012年成立，聚焦储能系统，主要负责储能系统接入电力系统方面的问题，从目前备受关注、亟需制定的标准入手，开展标准制定工作。目前成立5个工作组，发布标准10项，在编及修编标准 11项。 TC21、TC22、TC82、TC88等标委会分别从自身标委会角度制定了储能相关标准 。截止目前，IEC TC120立项21项标准（4项修编标准各算2项），其中10项标准已发布。由中国牵头的标准已发布3项，在编2项。
针对标准体系建设原则，汪毅重点介绍了四个方面内容。在储能载体方面，涵盖除抽水蓄能外其他所有储能形式，实际应用时可能多种储能形式并存，充放电模式随应用条件切换；在应用流程方面，涵盖储能电力系统应用的规划设计、施工及验收、运行维护、检修等全流程；在应用场景基本要求方面，重点考虑储能系统的安全性、可靠性、经济性；在与电力系统符合性方面，提出的各项技术指标参数、参量、条款与电力系统运行体系一致。
汪毅表示，截至目前，电力储能计划立项或已完成编制的标准共包含186项，包括基础通用标准8项、规划设计标准22项、施工验收标准10项、运行维护标准31项、检修领域标准16项、设备与试验标准84项、安全环保标准3项，技术管理标准2项。
清华四川能源互联网研究院研究员、绿色储能研究所所长陈永翀
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长/清华四川能源互联网研究院研究员、绿色储能研究所所长陈永翀做在《新型储能技术发展方向探讨》主题报告中指出，目前，（锂离子）电池储能度电成本0.4~0.45元/度，预计2026~2030年降至0.2~0.3元/度，低于抽水蓄能度电成本。
陈永翀表示，电芯起火后，通过外部消防措施灭火，阻止火势蔓延至其他电芯。但通过对锂电池灭火效果的研究发现，灭火后，锂电池虽然明火被扑灭，但内部化学反应仍在进行，当温度上升到临界温度后，又会引发新的燃烧并引发邻近电池发生连锁反应。
陈永翀指出，再有五年左右的时间，针对不同储能应用场景的几大技术路线将基本定型。特别是2023年锂电上游材料和中游设备的大降价，基本奠定了基于锂酸铁锂电料的新型储能成本优势，在此基础上再进一步开发高安全大容量储能专用电池是行业发展的必然趋势。
针对绿色储能技术未来发展方向，陈永翀认为需要要从四个方面创新。1、长效设计：也称生态设计，绿色设计，是指储能技术在开发初期即考虑到产品全生命周期的修复延寿、梯次利用以及方便产品报废后的绿色回收，以满足其绿色可持续发展。
2、低碳制造：在储能产品生产过程中，提高能源利用率，减少CO2和三废排放，提高生产效率及良品率。
3、高效运维：在储能电站运行过程中通过外部手段管理使其安全、稳定和高效运行，通过层次化的维护延长使用寿命，通过梯次利用拓展应用价值。
4、绿色回收：在储能产品寿命终结后进行低能耗、无污染、高效率的处置，获得再生产品或再生材料，继续投入新产品的生产制造。
陈永翀介绍了半开放锂浆储能专用电池，它⼀种采用多孔超厚浆料电极的大容量长时储能锂离子电池，电池壳体设有管道与外部安全系统和再生系统连接。这种超大容量千安时储能专用锂离子电池，具有三大技术革新，即本质安全、修复延寿、绿色回收。
加拿大皇家科学院院士、加拿大工程院院士陈忠伟
加拿大皇家科学院院士、加拿大工程院院士、中国科学院大连化物所能源催化转化全国重点实验室主任陈忠伟在《下一代高能量密度电源》主题报告中指出，电化学能源存储和转化的核心技术问题是要完善“材料-电极-器件”全链条的系统化研究模式，实现降本增效。在工程应用上的挑战体现在批量制备工艺存在局限，能量管理复杂，电源系统可靠性低，一致性差、成本高。
针对锂离子电池面临的挑战，陈忠伟认为工作温区有待拓宽，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，陈忠伟认为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。
陈忠伟表示，其团队研发的低温电池能量密度可达260 Wh/kg，循环寿命500次，-40°C放电容量达95%，-60°C容量放电容量达80%，性能好，工作温域宽、安全性强，可满足新能源汽车、高原、深海、极地科考、航空航天、特种装备等极端环境的应用需求。对标国际，在能量密度、循环寿命、放电温宽等方面处于世界领先水平。
针对低温电池市场前景，陈忠伟认为2024年低温电池出货量预计达到10 GWh，全产业链产值超过500亿。
日本工程院院士、印度国家科学院院士、欧洲科学院院士徐强
日本工程院院士、印度国家科学院院士、欧洲科学院院士徐强在《金属有机框架 (MOF) 材料的催化与能源应用》主题报告中指出，金属有机框架可能在座的有些同行不是很了解，是一个很新型的材料，离应用还有一些距离，说不定将来在什么地方，大家的工作当中能够有一点应用。
徐强表示，金属有机框架，它是由无机金属或者金属团簇与有机配体组成的多孔配位聚合物的材料，它现在很多，大概有接近10万种，其中有20%是多孔的，所以我们现在有这样三个非常有用的组成部分：一是无机、一个是有机，还有一个是什么也没有。所以我们可以用纳米空间来做一些事情，尤其是做一些催化等等。
徐强指出，金属有机框架可以和不同的纳米材料组成复合材料，其中研究最多的应该是金属纳米颗粒和MOF的复合材料。
天合储能产品研究院院长杨凯
天合储能产品研究院院长杨凯在《新型电力系统下储能系统如何突围》主题报告中指出，储能在电力系统起“蓄水池/调节器”作用，在能源转型中扮演着重要角色。全球电化学储能近几年飞速发展，预计2028年全球储能装机量将超过1000GWh。
杨凯指出，安全事故频发，产品质量良莠不齐，产品性能问题不断，价值回归遥遥无期。2023年导致电化学储能非计划停运的主因是电池和PCS。2023年有337次非计划停运由电池导致，占比达到32.72%，超过70%事故项目运营未满3年。安全是储能行业永恒的话题，安全有底线，安全无上限，安全可以做各种各样的设置，但是无限地加安全会增加很多很多成本，还是要从电芯层面来解决，如果不能解决本质性的安全，那就从系统层面怎么防止事态的扩大。
杨凯指出。技术发展虽然百花齐放，但大家的技术基本上大同小异，也面临着很多技术稳定性的问题，非计划性停运造成了很大影响，一个是不调用，还有一个想调用调用不了。电芯在前几年主要反应在电芯一致性上，规模特别大的一个厂站有几百万个电芯，一定会出现这样的问题，只要一块电芯出了问题，整个集装箱就要停止运行。
杨凯提出三个方面建议，一是防止内卷、防止低价竞争；二是从质量角度考虑竞争，提高质量，提高安全；三是从性能角度来抓住客户，提高寿命，提高效率。
会议现场
大会期间重点发布了《2024年中国液流电池产业发展白皮书》、《2024年（二季度）新型储能典型应用与发展趋势分析报告》、《2024上半年中国新型储能产业发展分析报告》等研究成果。
