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摘要：2023年以來，我國新型儲能裝機容量爆發增長，技術路線多元發展，正邁入大規模發展階段。當前處于規模化發展初期階段，面臨著發展方向尚不明確、規劃運行不夠科學、產業發展還存隱憂、市場機制仍難盈利等問題和挑戰，亟需錨定方向、統籌謀劃，從發展定位、規劃運行、產業發展和市場機制等方面全方位推動我國新型儲能高質量規模化發展。

新型儲能是實現碳達峰碳中和戰略目標、建設新型電力系統的重要支撐技術，是搶占未來發展機遇、推動經濟綠色轉型的戰略性新興產業。2023年以來，我國新型儲能裝機實現爆發式增長，多元化發展成效顯著，從裝機規模、技術路線、政策創新和商業模式四個方面看，我國新型儲能受益于政策紅利，已實現短期快速發展，正邁入規模化發展階段，但也面臨發展定位尚不明確、規劃運行不夠科學、產業發展還存隱憂、市場機制仍難盈利四重挑戰，亟需分階段錨定發展定位，差異化制定規劃運行規范，跟蹤示范、加強標準引導產業發展，創新機制、增量定制推動市場盈利，全方位推動我國新型儲能行穩致遠。

一、我國新型儲能規模化發展的現狀

2022年，我國已成為全球新增投運新型儲能項目最多的國家，占全球新增項目的36%，遠高于歐洲（26%）和美國（24%）[1]，2023年占比進一步提升。鈉離子電池、液流電池、飛輪儲能、重力儲能、二氧化碳壓縮空氣儲能等各種技術路線的新技術均在我國落地驗證。較為成熟的儲能用鋰電池，我國2023年出貨量（206000兆瓦時）已占全球總出貨量的90%以上。同時，初步建立了電源側、電網側和用戶側等不同場景下的新型儲能應用模式。綜上，我國新型儲能裝機規模領先、技術路線多樣、產業發展迅猛、應用場景全面，正邁向世界新型儲能領域的大國。

（一）新型儲能規模化發展局面初顯

2023年，我國新型儲能建設規模實現爆發式增長，全國已建成投運裝機31390兆瓦/66870兆瓦時，較2022年增長超過260%，近十倍于“十三五”末裝機規模；規劃、在建、運行的新型儲能項目達到2500個，較2022年增長46%，其中，百兆瓦級項目數量增速明顯，投運100多個，規劃、建設550多個，較2022年分別增長370%、41%[2]。國內現有規模最大的新型儲能電站（200兆瓦/800兆瓦時）在新疆喀什投運，國家能源局新型儲能試點示范項目65%以上為百兆瓦級，大容量新型儲能項目成為常態。

（二）新型儲能多元化技術路線齊放

新型儲能按照技術路線可劃分為電化學儲能（鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池、液流電池、鈉硫電池等）、機械儲能（壓縮空氣、液態空氣、飛輪、重力儲能等）、電磁儲能（超級電容器、超導磁儲能等）、化學儲能（合成氫氣、天然氣等）、熱（冷）儲能（熔鹽儲熱、冰蓄冷等）等幾十種不同的儲能技術（如圖1）。2023年，全國已投運新型儲能中鋰離子電池占比97.4%，鉛炭（酸）電池占比0.5%，壓縮空氣儲能占比0.5%，液流電池儲能占比0.4%，飛輪等其他技術占比1.2%。全球首座非補燃鹽穴壓縮空氣儲能電站、百兆瓦先進壓縮空氣儲能電站、百兆瓦全釩液流電站、商業化重力儲能電站、商業化二氧化碳壓縮儲能電站，全球規模最大的非補燃壓縮空氣儲能電站（300兆瓦/1500兆瓦時）、全釩液流儲能電站（100兆瓦/500兆瓦時）、液態壓縮空氣儲能電站（60兆瓦/60兆瓦時）、鉛炭電池儲能電站（100兆瓦/1061兆瓦時）等不同技術路線的“世界之最”項目均在我國開工、投運，我國已然成為全球新型儲能技術落地驗證的“熱土”。

圖1 新型儲能技術路線圖

（三）新型儲能常態化政策創新頻出

近年來，我國新型儲能頂層設計不斷加強。國家陸續印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）《“十四五”新型儲能發展實施方案》（發改能源發〔2022〕209號），設計規劃了新型儲能的發展路線；《新型儲能標準體系建設指南》（國標委聯〔2023〕6號）的出臺，進一步規范了相關技術要求；《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》（國能發科技規〔2024〕26號）發揮市場機制作用、完善電網調度方式，為促進新型儲能利用水平提高創造了條件；《關于加強發電側電網側電化學儲能電站安全運行風險檢測的通知》（國能綜通安全〔2023〕131號）在新型儲能安全方面提出了要求。

地方政府積極落實中央政策，先后20多個省份出臺新能源強制配儲政策、發布“十四五”規劃或實施方案、探索市場化運行機制，成為推動新型儲能創新發展的積極實踐者。據統計，2023年，國家和地方各省（自治區、市）共出臺600多項儲能相關政策，其中國家政策75項，地方政策500多項，涵蓋新能源配儲、儲能規劃、儲能補貼、市場交易等方面。

（四）新型儲能商業化模式全面探索

新型儲能在電力系統中具有削峰填谷、消納新能源、安全穩定支撐、替代輸電設施等多重價值，但現階段成本仍然偏高[3-4]。不同于風電、光伏初期通過中央直接補貼、逐漸退坡補貼的方式鼓勵發展，新型儲能并未采用直接補貼的方式促進發展，而是在國家層面明確新型儲能以獨立主體身份參與電力市場，地方省份探索各有特色的市場化商業模式，如山東、甘肅等省份支持參與現貨市場，青海、安徽等省份支持參與調峰輔助服務市場，湖南、山東等省份支持參與容量租賃市場，山東、山西還支持“儲能+新能源廠站”整體參與現貨市場，河北出臺容量電價政策，試圖推動新型儲能實現盈利。

二、我國新型儲能規模化發展面臨四重挑戰

（一）新型儲能發展定位尚不明確

儲能發展的早期，被普遍認為是實現電力系統高比例新能源滲透的“解藥”，“風電、光伏加儲能”就能實現碳達峰碳中和目標。在風光強制配儲政策執行幾年后，現階段，新型儲能發揮的實際作用遠低于預期。據統計，2023年上半年，我國電化學儲能電站（占新型儲能裝機98%以上）平均日等效充放電次數0.58次（相當于1.7天完成1次完整充放電），實際利用率僅34%，還未達到設計利用率的一半[5]。

面對這種建而不用、少用的尷尬局面，行業內部開始反思新型儲能的發展。2023年底，部分院士、專家提出“風光配儲不是最優路徑”“儲能不是萬能的”“儲能沒那么重要”等新的質疑觀點，甚至傳言部分發電企業2024年不再采購磷酸鐵鋰電池儲能，新型儲能定位莫衷一是，亟需明確定位以錨定目標、聚力發展。

（二）新型儲能規劃運行不夠科學

新型儲能的規劃技術規范尚未明確，據調研，各地新型儲能按照不同比例計入電力平衡，部分省份按裝機規模的50%參與電力平衡，部分省份按照30%、20%甚至10%的比例參與平衡，平衡系數缺乏明確標準，電力保供價值難以科學衡量。新型儲能調度方式有待論證，發電側配建儲能調度方式仍有爭議，若以“新能源+儲能”整體方式由電網調度有利于新能源消納和發電企業盈利，若直接由電網調度有利于系統安全穩定和全局最優，但單個配建儲能場站規模小，直接調度占用電網資源嚴重、使用繁瑣；電網側儲能明確由電網直接調度，但發揮新型儲能調峰、調頻、爬坡、慣量響應等多重應用功能的“一體多用，分時復用”的復雜調度模式尚未建立，可行性尚需驗證；用戶側儲能由于缺乏調度支持系統，整體未納入電網調度范圍，難以發揮保供支撐作用。

（三）新型儲能產業發展還存隱憂

新技術爭先恐后，淘汰危險不容忽視。我國全固態電池技術仍落后日韓，鋰電池產業優勢有被彎道超車風險；鋅基液流電池、重力儲能、液態空氣儲能等技術均由國外直接引進，但這些技術在國外面臨初裝維護成本高、安全穩定控制難等問題，尚未走通商業化應用道路。國內已開始布局百兆瓦級示范項目和吉瓦時級生產產能，能否推動這些技術在我國實現產業化、商業化，仍然有待全面驗證。

裝備質量參差不齊，安全問題恐亮紅燈。截至目前，全球累計新型儲能事故超過80起，2021年曾發生在我國北京的“4.16”儲能電站燃爆事故造成3死1傷的嚴重后果[6]。然而，新型儲能標準體系仍不完善，《電化學儲能電站設計標準》是目前該領域唯一正在實施的強制性國家標準；行業門檻不高，數百家企業跨界涌入，造成產品質量良莠不齊。據調研，已投運的新型儲能電站普遍存在故障率高、容量衰減、效率低下等問題，電池試驗合格率不足60%，可能埋下安全隱患。

（四）新型儲能市場機制仍難盈利

據調研，除用戶側儲能、發電側火儲聯合的部分項目盈利，其余發電側、電網側新型儲能項目大部分面臨“穩賠不賺”的尷尬局面。不同于歐美國家新型儲能發展受市場用戶需求驅動，當前我國新型儲能主要受政策影響，并且電力市場體系建設剛起步，尚不完善。發電側配建儲能無盈利模式且損耗自擔，收益主要靠減少“棄風棄光”增加電費收入和減少考核費用，經濟性并不顯著，相當于發電企業在被動接受配儲的同時仍需支付大額輔助服務費用，反而增加了經濟負擔；電網側儲能已逐步建立了新能源租賃、容量補償、參與輔助服務（調峰、調頻等）和現貨市場等多重盈利模式，但多在試點階段，效果有待驗證，且輔助服務市場規模小、產品種類少、機制不完善，不利于發揮新型儲能技術優勢、實現盈利。以儲能市場化商業模式發展較為領先的山東省為例，在“新能源租賃、現貨電能量交易、容量補償”三重收益下，獨立儲能電站僅能維持微利，受新能源租賃價格、容量補貼不穩定和現貨價差減小影響，未來面臨收益率變低的風險；用戶側儲能盈利模式單一，高度依賴峰谷電價差套利，目前僅有廣東、浙江等峰谷電價差較大地區能夠真正實現盈利。

三、推動我國新型儲能規模化發展的對策建議

（一）“三步走”分階段錨定新型儲能發展定位

電力系統的正常供電需要維持電力平衡（功率層面）、電量平衡（能量層面）和系統穩定（安全層面）。綜合考慮投資成本、度電成本、技術成熟度、新能源滲透比例、電價接受能力，找準不同階段新型儲能技術自身定位，分三步走：

當前階段，充分發揮響應快、精度高、選址靈活、建設周期短等技術優勢，聚焦調峰、調頻、爬坡等功率調節作用，與傳統電源、抽水蓄能形成錯位發展，支撐系統電力平衡。

中期階段，構網儲能技術日益完善，發揮穩定控制作用，支撐系統安全穩定。

遠期階段，長時儲能技術成熟、成本下降、新能源滲透率進一步提高，發揮能量調節作用，支撐系統電量平衡，實現高比例新能源電力系統的電力、電量平衡和安全穩定支撐。

（二）差異化科學制定新型儲能規劃運行規范

充分考慮新型儲能不同技術特點、電網潮流分布改變和應用場景需求差異的復雜性，杜絕一概而論的“粗獷式”計量和配置儲能，面向發電側、電網側和負荷側等不同應用場景，針對鋰離子、液流電池、重力儲能、飛輪儲能等不同技術，差異化制定規劃計算規范，實現“一技術、一場景、一規范”。

研究比較發電側“新能源+儲能”一體化和新能源配儲分散式兩種調度方式優劣勢，明確不同調度模式的適用場景和相應規范；研究電網側儲能“一體多用，分時復用”控制方法，盡快確立滿足不同技術特點、發揮多重應用價值的新型儲能調度方式；積極試驗虛擬電廠能源管理新模式，推動用戶側儲能納入調度范圍，發揮對系統電力的保供支撐作用。

（三）跟蹤示范、加強標準引導產業良性發展

理順“新技術競爭淘汰”與“大規模產業布局”之間的矛盾，建立國家級示范項目動態跟蹤評價制度，建設示范項目跟蹤數據庫，客觀評價總結新技術運行經驗，審慎發布評價結果，動態引導產業優化布局，減小短期內大規模布局階段性技術導致資源浪費的風險。

統籌好標準門檻與產業促進的關系，加快完善新型儲能安全強制性國家標準，改進本體制造生產工藝，研究產品質量快速檢測方法，加強產品質量控制環節，建立第三方檢測認證機構，強制新型儲能并網檢測制度，嚴控本體制造、系統集成、并網運行各環節質量，確保儲能電站“能調能用”。

（四）創新機制、增量定制推動市場盈利循環

加快推動新型儲能發展由“政策驅動”轉向“市場驅動”，構建反映新型儲能真實價值的多層次市場體系。現階段，我國電力市場體系不完善，而輔助服務市場適于發揮儲能調節功能，并且易于增量定制，可圍繞電力支撐定位，定制新型儲能參與調峰、一次調頻、頻率響應、爬坡、備用、黑啟動、慣量支撐等服務的市場創新產品，按新能源滲透比例逐步提高輔助服務費用，并打破“零和規則”向用戶側疏導輔助服務成本；推動“新能源+儲能”整體參與現貨和中長期市場，提高新能源參與電能量市場的議價能力；探索新型儲能容量補償、容量電價向容量市場轉變，有效反映儲能保供價值。

推動新能源配儲轉為獨立儲能，全面激活發電側儲能；創新共享儲能定價機制，合理分攤儲能建設成本；支持分布式儲能以虛擬電廠參與電力市場，完善用戶側儲能盈利方式，形成市場引導新型儲能投資盈利的正向循環。

參考文獻

[1]中關村儲能產業技術聯盟.儲能產業研究白皮書2023[J].電氣時代,2023(5):31-34.

[2]中國電力企業聯合會.儲能產業年度回顧及趨勢展望—暨2023年儲能產業數據發布[R].北京,2023.

[3]李建林,李雅欣,周喜超,等.儲能商業化應用政策解析[J].電力系統保護與控制,2020(19):168-178.

[4]張程翔,丁寧,尹峰,等.新型儲能應用場景與商業模式綜述[J].分布式能源,2022,7(01):54-62.

[5]中國電力企業聯合會.2023年上半年度電化學儲能電站行業統計數據[R].北京,2023.

[6]張宗玟,梁雙,嚴超.碳達峰碳中和背景下電化學儲能安全有序發展研究與建議[J].中國工程咨詢,2021(10):41-45.

注：原文載自《中國工程咨詢》2024年第6期，本次發表有改動。文中圖片來源于網絡，版權歸原作者所有。