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

新型儲能是實現(xiàn)碳達峰碳中和戰(zhàn)略目標、建設新型電力系統(tǒng)的重要支撐技術，是搶占未來發(fā)展機遇、推動經(jīng)濟綠色轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)。2023年以來，我國新型儲能裝機實現(xiàn)爆發(fā)式增長，多元化發(fā)展成效顯著，從裝機規(guī)模、技術路線、政策創(chuàng)新和商業(yè)模式四個方面看，我國新型儲能受益于政策紅利，已實現(xiàn)短期快速發(fā)展，正邁入規(guī)?；l(fā)展階段，但也面臨發(fā)展定位尚不明確、規(guī)劃運行不夠科學、產(chǎn)業(yè)發(fā)展還存隱憂、市場機制仍難盈利四重挑戰(zhàn)，亟需分階段錨定發(fā)展定位，差異化制定規(guī)劃運行規(guī)范，跟蹤示范、加強標準引導產(chǎn)業(yè)發(fā)展，創(chuàng)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(wěn)致遠。

一、我國新型儲能規(guī)?；l(fā)展的現(xiàn)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(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)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(guī)模領先、技術路線多樣、產(chǎn)業(yè)發(fā)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(guī)?；l(fā)展局面初顯

2023年，我國新型儲能建設規(guī)模實現(xiàn)爆發(fā)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(guī)模；規(guī)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(shù)量增速明顯，投運100多個，規(guī)劃、建設550多個，較2022年分別增長370%、41%[2]。國內(nèi)現(xiàn)有規(guī)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(tài)。

（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(tài)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(yè)化重力儲能電站、商業(yè)化二氧化碳壓縮儲能電站，全球規(guī)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(tài)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(tài)化政策創(chuàng)新頻出

近年來，我國新型儲能頂層設計不斷加強。國家陸續(xù)印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（發(fā)改能源發(fā)〔2022〕209號），設計規(guī)劃了新型儲能的發(fā)展路線；《新型儲能標準體系建設指南》（國標委聯(lián)〔2023〕6號）的出臺，進一步規(guī)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(diào)度運用的通知》《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》（國能發(fā)科技規(guī)〔2024〕26號）發(fā)揮市場機制作用、完善電網(wǎng)調(diào)度方式，為促進新型儲能利用水平提高創(chuàng)造了條件；《關于加強發(fā)電側(cè)電網(wǎng)側(cè)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(fā)布“十四五”規(guī)劃或?qū)嵤┓桨浮⑻剿魇袌龌\行機制，成為推動新型儲能創(chuàng)新發(fā)展的積極實踐者。據(jù)統(tǒng)計，2023年，國家和地方各省（自治區(qū)、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(guī)劃、儲能補貼、市場交易等方面。

（四）新型儲能商業(yè)化模式全面探索

新型儲能在電力系統(tǒng)中具有削峰填谷、消納新能源、安全穩(wěn)定支撐、替代輸電設施等多重價值，但現(xiàn)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(fā)展，新型儲能并未采用直接補貼的方式促進發(fā)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(yè)模式，如山東、甘肅等省份支持參與現(xiàn)貨市場，青海、安徽等省份支持參與調(diào)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(xiàn)貨市場，河北出臺容量電價政策，試圖推動新型儲能實現(xiàn)盈利。

二、我國新型儲能規(guī)?；l(fā)展面臨四重挑戰(zhàn)

（一）新型儲能發(fā)展定位尚不明確

儲能發(fā)展的早期，被普遍認為是實現(xiàn)電力系統(tǒng)高比例新能源滲透的“解藥”，“風電、光伏加儲能”就能實現(xiàn)碳達峰碳中和目標。在風光強制配儲政策執(zhí)行幾年后，現(xiàn)階段，新型儲能發(fā)揮的實際作用遠低于預期。據(jù)統(tǒng)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(shù)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(yè)內(nèi)部開始反思新型儲能的發(fā)展。2023年底，部分院士、專家提出“風光配儲不是最優(yōu)路徑”“儲能不是萬能的”“儲能沒那么重要”等新的質(zhì)疑觀點，甚至傳言部分發(fā)電企業(yè)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(fā)展。

（二）新型儲能規(guī)劃運行不夠科學

新型儲能的規(guī)劃技術規(guī)范尚未明確，據(jù)調(diào)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(guī)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(shù)缺乏明確標準，電力保供價值難以科學衡量。新型儲能調(diào)度方式有待論證，發(fā)電側(cè)配建儲能調(diào)度方式仍有爭議，若以“新能源+儲能”整體方式由電網(wǎng)調(diào)度有利于新能源消納和發(fā)電企業(yè)盈利，若直接由電網(wǎng)調(diào)度有利于系統(tǒng)安全穩(wěn)定和全局最優(yōu)，但單個配建儲能場站規(guī)模小，直接調(diào)度占用電網(wǎng)資源嚴重、使用繁瑣；電網(wǎng)側(cè)儲能明確由電網(wǎng)直接調(diào)度，但發(fā)揮新型儲能調(diào)峰、調(diào)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(diào)度模式尚未建立，可行性尚需驗證；用戶側(cè)儲能由于缺乏調(diào)度支持系統(tǒng)，整體未納入電網(wǎng)調(diào)度范圍，難以發(fā)揮保供支撐作用。

（三）新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)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(tài)電池技術仍落后日韓，鋰電池產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢有被彎道超車風險；鋅基液流電池、重力儲能、液態(tài)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(wěn)定控制難等問題，尚未走通商業(yè)化應用道路。國內(nèi)已開始布局百兆瓦級示范項目和吉瓦時級生產(chǎn)產(chǎn)能，能否推動這些技術在我國實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化、商業(yè)化，仍然有待全面驗證。

裝備質(zhì)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(fā)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(yè)門檻不高，數(shù)百家企業(yè)跨界涌入，造成產(chǎn)品質(zhì)量良莠不齊。據(jù)調(diào)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(jù)調(diào)研，除用戶側(cè)儲能、發(fā)電側(cè)火儲聯(lián)合的部分項目盈利，其余發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目大部分面臨“穩(wěn)賠不賺”的尷尬局面。不同于歐美國家新型儲能發(fā)展受市場用戶需求驅(qū)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(fā)電側(cè)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(jīng)濟性并不顯著，相當于發(fā)電企業(yè)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(jīng)濟負擔；電網(wǎng)側(cè)儲能已逐步建立了新能源租賃、容量補償、參與輔助服務（調(diào)峰、調(diào)頻等）和現(xiàn)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(guī)模小、產(chǎn)品種類少、機制不完善，不利于發(fā)揮新型儲能技術優(yōu)勢、實現(xiàn)盈利。以儲能市場化商業(yè)模式發(fā)展較為領先的山東省為例，在“新能源租賃、現(xiàn)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(wěn)定和現(xiàn)貨價差減小影響，未來面臨收益率變低的風險；用戶側(cè)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(qū)能夠真正實現(xiàn)盈利。

三、推動我國新型儲能規(guī)模化發(fā)展的對策建議

（一）“三步走”分階段錨定新型儲能發(fā)展定位

電力系統(tǒng)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(tǒng)穩(wěn)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(fā)揮響應快、精度高、選址靈活、建設周期短等技術優(yōu)勢，聚焦調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡等功率調(diào)節(jié)作用，與傳統(tǒng)電源、抽水蓄能形成錯位發(fā)展，支撐系統(tǒng)電力平衡。

中期階段，構(gòu)網(wǎng)儲能技術日益完善，發(fā)揮穩(wěn)定控制作用，支撐系統(tǒng)安全穩(wěn)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(fā)揮能量調(diào)節(jié)作用，支撐系統(tǒng)電量平衡，實現(xiàn)高比例新能源電力系統(tǒng)的電力、電量平衡和安全穩(wěn)定支撐。

（二）差異化科學制定新型儲能規(guī)劃運行規(guī)范

充分考慮新型儲能不同技術特點、電網(wǎng)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(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和負荷側(cè)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(guī)劃計算規(guī)范，實現(xiàn)“一技術、一場景、一規(guī)范”。

研究比較發(fā)電側(cè)“新能源+儲能”一體化和新能源配儲分散式兩種調(diào)度方式優(yōu)劣勢，明確不同調(diào)度模式的適用場景和相應規(guī)范；研究電網(wǎng)側(cè)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(fā)揮多重應用價值的新型儲能調(diào)度方式；積極試驗虛擬電廠能源管理新模式，推動用戶側(cè)儲能納入調(diào)度范圍，發(fā)揮對系統(tǒng)電力的保供支撐作用。

（三）跟蹤示范、加強標準引導產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展

理順“新技術競爭淘汰”與“大規(guī)模產(chǎn)業(yè)布局”之間的矛盾，建立國家級示范項目動態(tài)跟蹤評價制度，建設示范項目跟蹤數(shù)據(jù)庫，客觀評價總結(jié)新技術運行經(jīng)驗，審慎發(fā)布評價結(jié)果，動態(tài)引導產(chǎn)業(yè)優(yōu)化布局，減小短期內(nèi)大規(guī)模布局階段性技術導致資源浪費的風險。

統(tǒng)籌好標準門檻與產(chǎn)業(yè)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(chǎn)工藝，研究產(chǎn)品質(zhì)量快速檢測方法，加強產(chǎn)品質(zhì)量控制環(huán)節(jié)，建立第三方檢測認證機構(gòu)，強制新型儲能并網(wǎng)檢測制度，嚴控本體制造、系統(tǒng)集成、并網(wǎng)運行各環(huán)節(jié)質(zhì)量，確保儲能電站“能調(diào)能用”。

（四）創(chuàng)新機制、增量定制推動市場盈利循環(huán)

加快推動新型儲能發(fā)展由“政策驅(qū)動”轉(zhuǎn)向“市場驅(qū)動”，構(gòu)建反映新型儲能真實價值的多層次市場體系?，F(xiàn)階段，我國電力市場體系不完善，而輔助服務市場適于發(fā)揮儲能調(diào)節(jié)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(diào)峰、一次調(diào)頻、頻率響應、爬坡、備用、黑啟動、慣量支撐等服務的市場創(chuàng)新產(chǎn)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(guī)則”向用戶側(cè)疏導輔助服務成本；推動“新能源+儲能”整體參與現(xiàn)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(zhuǎn)變，有效反映儲能保供價值。

推動新能源配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能，全面激活發(fā)電側(cè)儲能；創(chuàng)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(cè)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(huán)。

參考文獻

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