随着可再生能源发电规模不断增大，电力系统输送消纳可再生能源压力迅速加剧，储能技术的发展对未来能源供应体系产生至关重要的影响，这将成为我国搭建清洁低碳、安全高效现代能源体系的关键一环。新型储能的“能量时空转移功能”可有效调节新型电力系统“源侧”和“网侧”电力平衡，支撑源网荷侧深度变革。当前各种储能技术发展迅猛，必须构建多能互补、取长补短、因地制宜、效益优先的储能技术格局。

新型储能发展背景

　　“双碳”是一场广泛而深刻的经济社会变革，对于能源行业既是艰巨挑战又是难得机遇。在能源变革中，能源储备是主战场、新型电力系统是强心剂、新能源是核心。2021年全国非化石能源发电装机首次超过煤电装机容量，高达11.2亿千瓦，水电、风电、光伏装机均超过3亿千瓦。

　　新能源大规模并网的特点是波动性较大，这就对电力系统稳定性提出更高挑战。为此，国家在整体战略部署中推广“源网荷储一体化”模式，为更好实现新能源平稳并入公共电网新型储能在其中发挥至关重要的作用。储能是第三次工业革命的战略性技术，也是新能源大规模发展的必要手段和支撑技术。在政府鼓励和市场需求的双重加持下，预计至2025年“新能源＋储能”将形成千亿级市场。

新型储能技术发展路线与发展方向

　　1.新型储能技术发展路线

　　抽水蓄能是在用电低峰期时将多余电力通过机械设备将水位抬高，在用电高峰期时通过机械设备将水位降低转化为电力后并入公共网络，具有移峰填谷的功能。抽水储能电站单机规模约为10万～30万千瓦左右，使用循环周期可达40～60年，且单位投资较小（约6000元/千瓦），响应时间为分钟级，是当前储能领域最成熟的储能技术之一。

　　压缩空气储能是在用电低峰期时将多余电力通过空气压缩机将空气高压封存，在用电高峰期时通过高压控制器调控压力容器或洞穴内的空气，使空气进入燃料燃烧室进行助燃后内部温度迅速上升从而驱动涡轮机发电。

　　飞轮储能方式是将电能转化为机械能的过程，在用电低谷期时多余电力驱使电子旋转装置转动（存贮动能），在用电高峰期时电子旋转装置将动能转化为发电机电能并入公共电力网络。当前飞轮储能系统有飞轮转子、支撑轴承、能量转换系统、电动发电机、真空室五项关键核心技术。

　　锂离子电池储能在充放电过程中在其正极和负极之间进行不断嵌入和脱嵌的进程。当前锂离子电池领域主流电池可分为钛酸锂、钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂、三元锂等五种，装机规模可大可小，使用年限较长（8～10年），满充满放寿命高达5000次以上。锂电池储能被视为最具有发展前景的储能系统，近年锂离子电池技术得以突破使其大规模应用已成现实。在消防安全方面，预制舱式布置的磷酸铁锂电池安全系数相对较高，但在过充、短路等极端工况或电池自身质量不良时也可能发生燃烧。目前对于锂离子电池消防措施采用细水雾或七氟丙烷灭火，锂电池报废处置标准要求和成本远低于危险废物的处置。

　　液流电池储能是在其正负两极处分别发生可逆的氧化和还原反应，为此液流电池可多次进行充放电进程。当前液流电池具有多个体系，可分为全钒、钒溴等类别。其中全钒液流电池最具潜力，可实现快速充放电且安全无污染，在该电池运行过程中无明显析氢、析氧副反应，以其优良可靠性成为未来液流电池领域的风向标。当前液流电池主流是全钒液流电池，铁铬液流电池也在高速发展。液流电池主要电能存储介质为水基电解液，且无燃烧风险。电解液在电池寿命结束后可经简单处理回收利用，安全无害。

　　钠硫电池储能的正极是液态硫，负极是液态钠，中间通过复合型陶瓷间隔板分隔开来，其工作环境是在300℃高温。钠硫电池储能装机规模一般为0～1万千瓦，具有规模不大、寿命5～15年、单位投资相对小（约6000～8000元/千瓦）、典型放电时间4小时、全功率响应时间为毫秒级等诸多特点。钠硫电池的能量密度大是普通铅酸电池的３～４倍，充放电效率极高，近乎100％。钠硫电池的工作温度较高并存在一定安全隐患，一旦外网停电还需柴油发电机提供电力，目前新建项目基本没有应用。

　　铅碳电池储能是在传统铅酸电池负极加入活性炭，以提高铅酸电池的寿命。铅碳电池循环寿命可达到传统铅酸电池的６倍，其充电速度和放电功率也较传统铅酸电池有数倍提高。铅碳电池储能电站规模不大，具有寿命长（8～10年）、单位投资小（约3000元/千瓦）、典型放电时间2～8小时、全功率响应时间为毫秒级等诸多特点。其充放电次数少、满充满放寿命可达3000次。目前铅碳电池安全性较高，但在生产和回收过程中存在重金属污染问题。

　　超级电容器储能是通过极化电解质来储能的一种电化学储能方式。在供电功率过大时，可存储至超级电容器中；在供电功率不足时，通过升降压变换器调节母线电压，进而补足功率输出低谷；在出现紧急情况时，可作为应急电源保证公共电力网络稳定。

　　氢储能具有安全高效、单位能量功率高等特性，在未来储能领域最具发展潜力。目前电氢电（电力转化为氢气，氢气再转化为电力）储能成本高、效率低，不如电池直接储电。但是在移动动力装置方面氢能有很大优势，弃风、弃光、弃水制氢后供给各种燃料电池可为汽车和船舶等移动装置提供动力源。目前储氢和运氢还存在较大技术难题，在用氢领域燃料电池造价高昂且寿命短，仍然需要进一步技术优化。氢能目前在电力系统没有应用，在安全性方面也仍然存在诸多挑战。

　　2.新型储能产业发展方向

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，重点开展储能新材料、新技术、新装备等领域攻关，加速实现核心技术自主化推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化提升新型储能领域创新能力。储能行业规模化与产业化发展的前提必然与其成本有着直接联系。

　　根据中国能源研究会储能专委会统计，截至2021年底中国已投运的储能项目累计装机容量(包括物理储能、电化学储能及储热)达到45.75GW，同比增长29%。2021年我国新增电力储能装机容量继续保持高速增长，同比增长达220%，新增投运规模达10.19GW。各种储能技术可分为四个梯队：第一梯队为抽水蓄能，2021年新增投运规模达8.05GW，单机规模100MW以上占全国新增装机的79%。第二梯队为锂离子电池、压缩空气储能、液流电池、铅蓄电池和储热储冷技术，单机规模可达10M～100MW。其中锂离子电池新增装机达到1.84GW，占全国新增装机的18%。未来锂离子电池可能形成单独梯队，压缩空气储能新增投运规模将大幅提升至170MW，是2020年底前累计规模的15倍。第三梯队为钠离子电池、飞轮储能和超级电容器，目前单机规模均可达到兆瓦级。其中钠离子电池发展迅猛，在不久将来可进入第二梯队。第四梯队为液态金属、金属离子电池和水系电池等新型储能技术，该技术仍需进一步研发从而尽早实现集成示范和产业化应用。

新型储能应用的商业模式

　　新能源发电波动性大，要想大规模稳定并网必须加快推动新型储能技术的研发。新型储能对公共电力网络具有调峰的功能，尤其是当下电化学储能采用磷酸铁锂电池后，集毫秒级响应、灵活多变、充放电频率高等诸多优势于一身。自2020年开始，各省份加大对新能源发电场站区域配置储能的推动力度，多个省份从最初鼓励新能源发电场站区域配置一定时长的储能装置，到明确要求新能源发电场站区域要建设至少2小时储能时长的储能装置。目前新能源电站自建储能模式多配置锂离子电池储能，压缩空气、飞轮储能也有小部分示范应用。

　　“新能源+储能”配置模式是当前新能源指标竞配中常见要求，但目前有关项目配置的储能往往不具有明确的盈利能力。对企业而言，该模式主要目的为获取新能源开发资源，增加开发成本。从未来发展及行业技术储备而言，该模式在很大程度上推进了储能行业的蓬勃发展。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于2022年5月24日印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用》，明确强调在一定条件下配建新型储能可转换为独立储能，同时指出独立储能在电力市场和电力辅助市场获利的途径和方式。未来随着市场机制相关政策的不断完善，配建储能的盈利模式不断提升。考虑到新能源发电规模的进一步扩大，以及储能成本的逐步下降，“新能源+储能”配套模式依旧是新型储能建设的重要模式。

　　当前新能源电站自建储能是储能发展的重要组成部分之一，但在实际应用中由于新能源初始投资增加、储能设备质量不高等原因，其实际运行效果往往不及预期。面对新能源发电占比越来越高的情况，促进储能的高效利用成为当前储能领域的重点研究方向。非发电企业通过建立大规模独立储能电厂，充分发挥储能对电力系统安全和新能源消纳的作用。独立储能电站是具备独立计量、控制等技术条件，可被电网监控和调度，具有法人资格且作为独立主体可参与电力市场的新型储能项目。独立储能作为新型市场主体接受调度机构统一调管，其具备有功、无功、四象限连续可调及百毫秒级快速响应调节等诸多优点，可提供深度调峰、快速调频、旋转备用、有偿无功调节和黑启动等辅助服务，来满足电力系统不同时间尺度的调节需求。

　　与发电侧配置自有储能电站模式相比，独立储能电站经济效益较好。2022年4月地区电网代购电价中有15个地区的一般工商业10kV的单一制电价最大峰谷价差超过0.7元/kWh，价差最大的地区是广东省珠三角五市1.36元/kWh。该数据表明价差盈利模式具有可行性，这种充放电模式为电网提供辅助作用且有利于电网的整体稳定性。

　　无论是“新能源+储能”自建模式还是独立储能模式，对于开发企业都具有较高的投资建设压力，同时考虑到储能商业模式的缺乏和储能资源利用存在严重闲置现象，共享储能脱颖而出。共享储能的优势体现在三个方面：一是共享设备，包括储能租赁使用的设备；二是共享资源利用，应用电力系统及其他储能单元的调节作用可进一步提高电网的安全、可靠性和经济性；三是共享服务，满足能源管理、电网售电、定制用电的需求等其他各项服务。国网青海电力建设了共享储能市场化交易平台，构建基于区块链的调峰辅助服务系统、调度控制系统及交易系统三大核心系统。截至2021年11月，青海省共享储能电站已累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时，减少二氧化碳排放13958吨。未来结合退役火电机组站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站，将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

新型储能产业面临的问题

　　1.政策因素

　　在推动储能发展方面，我国当前关于新型储能领域政策引领尚处于初步阶段。对于政策的细化程度仍需加强，例如当前研发储能技术优惠政策、政府补贴、技术发展规划、瓶颈突破、核算效益等方面有待提高。同时，国家下发的相关政策缺乏连贯性、持续性，在整体布局上仍需保持“全国一盘棋”来进行通盘谋划。

　　在财政补贴方面，当前国家关于储能领域顶层设计政策中仍缺乏有力支撑。关于支持新型储能技术研发经费方面较少，政策签约相应的贯彻性且补贴政策较为模糊。在国家级重点示范项目中要细化投资成本，更精准的计算投资回报率等相关指导性参数，才可使新型储能项目发挥更长远的效益。

　　2.经济因素

　　目前新型储能的建设成本过高。储能示范电站的投资回报可分为三个来源：一是租赁储能，通过租赁的形式进行投资回收；二是价差收益，在用电低峰期时充电，用电高峰期时放电，通过电价价差来进行投资回收；三是辅助性补贴，储能示范电站在用电高峰期时可为国家电网进行调峰，保证公共电力网络稳定运行，国家电网对储能示范电站进行辅助性补贴。目前储能电站建设成本较高，投资回报率并不理想。在技术层面中尚不成熟，当前新型电化学储能主流采用磷酸铁锂电池组，在该材料技术中大部分储能时长为2小时，运行时间较短，储能与新能源制电及并网方面契合度不高，新型储能的优势并未全部发挥。

　　3.核心技术因素

　　我国当前仍是世界上最大的发展中国家，在装备制造业等方面整体水平与发达国家仍有不小差距，核心材料、装备制造工艺、整体发展路径、国内精密材料、高端前沿材料等方面仍面临瓶颈难题。因此，还要高度重视新型储能领域的原始技术研发，通过“揭榜挂帅”“赛马制”等创新机制来不断提高我国技术研发水准，加快打造国家级新型储能重点实验平台。通过一系列的技术研发路径来进一步完善提高我国新型储能领域的“产学研一体化”体系，同时新型储能领域的关键性技术的知识产权保护机制仍需完善。

　　4.标准体系因素

　　我国新型储能领域技术规范仍处于初步摸索阶段，整体储能标准体系搭建尚未成型。当前世界各国均在积极制定新型储能领域的标准体系，我国应顺应世界储能发展潮流，紧跟国际发展大方向，对新型储能领域的各个环节进行相关技术测评，尽快搭建安全、完备的新型储能标准体系，加快与国际标准接壤，避免出现国内标准滞后于市场的现象。受到我国当前新型储能标准体系尚未成型的影响，在新型储能装置的生产应用等诸多环节存在不便，如设计院在设计储能规模大小及应用场景、储能装置材料制造验收、场地施工验收等方面。目前我国在新型储能领域已经开展大量的科学研究及实验探索，初步掌握了部分应用经验，将为今后搭建完整的储能标准体系提供强有力的支撑。

相关建议

　　发展储能是落实“双碳”战略、建设新型电力系统的重要举措。建议国家在出台关于新型储能领域的顶层设计时要更加强化、细化政策要领，加强政策的连贯性、持续性，在整体布局上仍需保持“全国一盘棋”来进行通盘谋划。

　　充分发挥国家绿色发展基金、国家制造业转型升级基金的主渠道作用。鼓励社会资本积极参与，锚定新技术装备的验证、试错环节，加大对小试中试基地、产业孵化平台的支持力度，破解技术推广应用“中梗阻”；加强对节能环保领域先进适用技术装备的遴选评价，组织开展试点示范和普及推广等活动。

　　储能价值需要通过电力市场在不同时点、节点的价格差异来体现，因此推动新型储能发展要加快电力现货市场建设，为新型电力系统下各类灵活性资源营造更多元化的应用场景和更精确的价格信号。更要逐步将辅助服务成本传导至用户侧，参与市场化交易的用户应参与辅助服务费用分摊，在未来竞争性市场下过渡至全体用户承担。要合理评估新型储能对降低新能源发电基地外送线路及用户侧配电设施投资的作用，鼓励将新型储能技术纳入输配电投资规划；合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围。