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?；l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?；l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?；l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?；l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?。ㄗ灾螀^、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?；l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?，F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。