新型储能规模化发展已然到来

中国能源产业发展网发布时间：

2022-05-20 21:39

“双碳”目标下，储能产业迎来了前所未有的关注和投资高潮，产业链投资计划已经超过了1.2万亿元，新型储能企业在融资和技术上也均有较大突破，新型储能规模化发展已然到来。

阳光，或许是戈壁滩最不缺的自然资源。

青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市市郊，一望无垠的戈壁滩上分布着一片片银光闪闪的“反光镜”，形成一座“太阳岛”，将太阳能转化为热能，进而转化为电能，输送至千家万户。

这就是我国首个大型商业化槽式光热示范电站—中广核新能源青海德令哈50兆瓦光热项目。这儿年发电量可达两亿千瓦时，与同等规模的火电厂相比，每年可节约标准煤6万吨，减少二氧化碳等气体排放14万吨，相当于植树造林280公顷。

这种光热储能是新型储能“家族”中的一员。采访中，一位不愿透露姓名的业内人士告诉记者，作为建设“新型电力系统”，推动能源绿色低碳转型的重要装备技术和关键支撑技术，新型储能行业将迎来持续“加速跑”，“十四五”期间将有更多的项目落地，市场规模将达到万亿元。

成绩斐然，新型储能蓬勃发展

新型储能正迎来“大规模”发展时代。

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、储热、储冷、储氢技术等，是助力可再生能源开发、构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“双碳”目标的关键支撑，也是催生能源新业态、抢占能源战略新高地的重要领域。

“近年来，新型储能规模化应用呈现强劲趋势，多种储能技术正广泛应用于可再生能源开发、消纳、综合智慧能源系统、有源配电网、微电网，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得了实质性进展。”国家能源局科技装备司副司长刘亚芳表示，新型储能参与电力辅助服务、削峰填谷等市场化应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用日益显现。

据悉，“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。

“2021年，储能行业呈现出蓬勃发展的态势。”中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会上表示，2021年是中国储能从商业化初期到规模化发展转变的一年，新型储能技术创新取得长足进步，项目装机规模大幅度增加，发展态势超过业界预期。

中关村储能产业技术联盟副秘书长、研究总监岳芬在2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会上表示，从新型储能市场规模来看，2021年全球新增投运10GW，累计25GW，其中中国新型储能新增投运2.4GW/4.9GWh，累计5.73GW。从我国新增新型储能应用分布来看，电源侧占比41%，电网侧35%，用户侧24%。从新型储能规划在建项目情况来看，以2021年为起点，中国储能市场进入真正意义上的规模化发展：2021年规划、在建、投运的865个总计26.3GW储能项目中，投运的百兆瓦项目仅7个，但规划在建的百兆瓦超过70个；百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件；另外，更多技术路线也在走向百兆瓦的应用之路，包括首个百兆瓦压缩空气储能项目并网调试运行，百兆瓦液流电池项目在建中。

同时，陈海生也表示，热（冷）储能、锂电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮储能等多种技术已成为新型储能技术的重要力量。

对于新型储能市场，岳芬持乐观态度。她表示，未来5年我国的新型储能仍然会保持高速增长，在保守场景预计，2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，2022~2026年复合年均增长率（CAGR）为53.3%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。在理想场景下，随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势，有望在竞争中脱颖而出。预计2026年新型储能累计规模将达到79.5GW，2022~2026年复合年均增长率（CAGR）为69.2%。

与此同时，资本市场对储能技术企业的关注继续升温。中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运表示，借“双碳”东风，储能产业迎来了前所未有的关注和投资高潮，产业链投资计划已经超过了1.2万亿元，新型储能企业在融资和技术上也均有较大突破，新型储能规模化发展已然到来。

新型储能产业正在蓄力加速，黄金时代的“大幕”已徐徐拉开，市场将逐步释放巨大的潜力。

直面多道难题，推动规模化发展

新型储能成绩斐然，迎来发展机遇。但是，从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，新型储能要实现规模化发展，需要跨越“几道坎”。

1、技术标准有待完善

“双碳”目标下，我国加快推进新型储能技术规模化应用势在必行。但是，新型储能技术种类繁多，技术各有千秋，不同技术路线性能不同、各有优劣，不存在一种技术“打天下”的可能。

那么，选择何种技术路线、装机如何匹配、各类技术怎么组合？技术标准成为技术发展路上必须要跨过的“一道坎”。

当前，新型储能规划设计和调度运行机理的研究不够深入，发输配用等环节对新型储能的协同融合考虑不足，导致相关标准不够完善。在缺乏规范引导和技术要求的情况下，难免出现低效重复建设的情况，利用效果也会打折扣。

“新型储能技术路线多样，应用场景丰富，遍布电力系统各个环节。”刘亚芳表示，新型储能技术的产业化、规模化发展相关标准规范和生产规程都有待进一步的健全、制订和修订。

对此，国家电网有限公司副总工程师兼发展策划部主任冯凯表示赞同。他说，进一步加强统筹规划明细配置技术要求，科学制定各地储能建设实施方案，合理确定规模布局和建设时序。对电源侧，推广新能源加储能开放模式，按照政策足额配置，提高新能源利用率；对电网侧，由电网企业根据系统调节和电网建设改造实际需要，提出需求，纳入地方能源电力规划，统筹实施，履行相应的核准或备案程序，确保有序发展。

与此同时，我们要清楚地认识到，现阶段，技术创新仍是新型储能突破发展瓶颈的内生动力。对此，冯凯表示，加强技术攻关，创新模式机制。通过设立专项科研资金，深化产学研用协同创新，开展示范应用等措施，重点推动大容量、长周期储能、核心技术装备研发和系统集成以及储能安全防护的技术攻关。

2、成本疏导机制不畅

成本疏导机制不畅，投资回报前景不明朗，一直是新型储能产业发展亟待解决的问题。

据了解，新型储能的应用场景广泛、投资门槛低、统筹管理难，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。

与此同时，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益方式单一，尚未形成可持续的商业模式。

事实上，在新型储能的商业模式设计和成本疏导方面，相关主管部门已明确提出要建立电网侧独立储能电站容量电价机制，但具体落实细则仍尚未发布。“从2021年已建项目来看，稳定合理的价格机制尚未形成共识，价格补偿的实施细则还没有形成，强配新型储能并网项目闲置的现象普遍存在。”陈海生说。

清华大学电机系副教授钟海旺在2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会上也表示，目前我国新能源侧配储能主要由发电侧承担，如果不能提供强有力的补贴和高确定性的收益保障，储能大规模的应用和发展或难以实现。

在钟海旺看来，解决这一问题，探索商业模式是破题关键。他提出一种分时复用的商业模式，就是说一个储能电站可以在不同的时间段提供调峰，在另外的时间段提供调频，这样可以提升储能电站的收益，实现利益最大化。

此外，针对成本回收机制缺失这一问题，不少业内人士建议，一方面，进一步完善电力市场机制。一是要逐步推动储能电站参与各类电力市场，储能的技术特性决定了它可以参与多类市场，提供多类服务，获得多类收益；二是要尽快建立能够反映电力稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制，通过市场发现价格，反映储能等灵活性资源的市场价值；三是要根据未来新型电力系统的需要，适时考虑增加新的辅助服务品种，如快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等辅助服务品种，细化调频品种，为快速调节资源提供稳定的市场参与空间。

另一方面，建立储能服务的成本疏导机制，将辅助服务市场成本疏导至用户侧，保障储能等新的灵活性资源具备长期的、稳定性较好的收益来源预期。政策方面，对于配套建设新型储能的新能源发电项目，可在增发电量、减少考核等多方面给予适当倾斜。

“按照交易规则设计推动价格政策落地。”在冯凯看来，一是坚持市场化发展方向，研究完善储能参与电力市场的准入条件、交易机制等实施细则，为参与各类电力市场获取合理收益创造条件；二是落实国家政策导向，出台电网侧储能收费电价核价范围的实施细则，明确认定标准和程序；三是加快落实“分时电价”与“尖峰电价”机制，进一步拉大峰谷价差，负荷侧储能市场空间将进一步拓展。

3、安全问题不容忽视

安全重于泰山。守好安全底线，这是新型储能发展关键之所在。

根据媒体公开报道的30多起储能电站火灾事故表明，储能电站安全管理具有特殊性和复杂性。

中电联原专职副理事长、中电联电动汽车及储能分会会长王志轩公开表示，近年来，电化学储能电站发展迅速，大规模集中使用锂离子电池构建储能电站技术不断成熟，但当前储能安全管理的政策法规体系、技术标准规范尚不完善，储能电站未纳入电力系统统一管理，还没有建立类似其他形式电站的产品设备质量与安全强制性的检测认证制度，关键核心部件质量没有形成全环节闭环管理，缺乏针对储能系统整机安全防护的综合检测评估和试验环境，储能电站的设计、施工、验收等环节尚未形成有效的安全准入和技术监督体系，导致很多储能电站“先天不足”“带病运行”。

例如，2021年4月16日，北京市丰台区南四环永外大红门西马厂甲14号院内北京国轩福威斯光储充技术有限公司储能电站施工调试过程中起火；2022年1月12日，京港澳高速上一辆满载储能系统的货车突然起火；2022年2月18日，淋了一场雨的江西某储能项目发生起火，在存放阶段的电池舱剧烈燃烧。

上述事故发生时电化学储能系统状态各不相同，但无一例外的，触目惊心的“疤痕”均反映出事故储能厂家系统集成设计能力和安全设计的不足。

陈海生坦言，时至今日，行业发展仍未形成统一的安全标准和公认的安全性解决方案。

对此，冯凯建议，国家电网将加快出台电化学储能电站统一管理的相关规定，加快已立项的27项国标制修订，加强储能产品检测认证能力建设，规范储能梯次利用，健全储能系统的回收检测标准和机制，助力储能产业的安全发展。

不仅如此，业界正不断创新以寻求突破。中科院物理研究所研究员李泓公开表示，在全固态电池不能迅速产业化的背景之下，中科院提出的混合固液电解质电池，既有望发挥固态电池在安全性方面的优点，又易于工程化，具有良好的发展前景。此外，钠离子电池拥有较高的充放电倍率和高温稳定性，没有资源依赖，在未来的调频市场、调峰市场以及大规模分布式储能方面将具有非常强的竞争力。

应用场景广泛，仍面临诸多问题

新型储能技术的应用场景非常广泛，从整个电力系统出发主要包括电源侧、电网侧、用户侧及社会化功能性储能设备等。

电源侧，可以理解为发电端，由于风、光能源具有波动性及随机性的特点，较难稳定地输出电力，而新型储能技术可根据调节可再生能源电厂处出力，减少“弃风、弃光”现象，同时还可以调节可再生能源发电的波动，改善电能质量。

电网测，由于用电常有高峰期及低谷期，储能技术可以削峰填谷、平衡供需，还可以提供调频服务，在一定程度上改进电力调度方式。

用户侧，对工商业用户而言，可以降低电电费和容量电费，提高分布式可再生能源发电就地消纳比例，同时也可提高供电可靠性。大数据中心、5G基站、公路服务区等终端用户都是未来用户侧储能发展重要应用场景趋势。

虽然，我国新型储能应用场景不断丰富，但是也暴露出不少问题。对此，中关村储能产业技术联盟在《储能产业研究白皮书2022》中，根据不同应用场景提出了如下建议。

在可再生能源配置储能方面，应按照因地制宜原则，统筹规划可再生能源配置储能，避免无效投资；建立合理的成本疏导机制，场站内储能可作为独立主体参与市场；应细化考核要求，体现储能快速调节、平抑波动、容量备用等价值。

在辅助服务储能应用方面，应继续推进按效果付费的市场建设思路；按照“谁产生、谁承担”、“谁获益，谁付费”的原则，完善各侧分担机制；建立适宜新型储能的调度运行机制，保障公平调用；研究辅助服务市场与现货市场的联动机制；研究新品种推出的时序及其市场规则。

在用户侧储能方面，应完善分时电价机制与现货市场、中长期交易市场的协同，形成合理的峰谷价差；在“双控”背景下，应肯定用户侧储能对系统的优化、调节作用，建议用户侧储能用电不纳入考核；结合地方实际需求，继续加大对需求响应、虚拟电厂的支持，鼓励用户侧储能作为主体参与市场交易。

在电网侧储能方面，应遵照“先市场，后计划”的原则，明确市场化网侧储能与非市场化网侧储能的定位，根据不同功能定位，出台相应政策。市场化网侧储能，应开放其参与各类市场交易，鼓励获取多重价值，发挥其系统调节作用；非市场化网侧储能，纳入输配电价回收，应清晰衡量其替代输配电资产投资及安全保障价值，合理评估其发挥的系统调节作用，同时要确保市场公平竞争，严格接受政府监管与考核，体现其“兜底”作用。

《储能产业研究白皮书2022》预计，未来5年，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动是主要增长动力，复合年均增长率达69.2%。

多方协同发力，未来发展空间不可限量

“双碳”目标下，我国储能产业热度空前，然而，在产业蓬勃发展的背后，依然存在不少亟待解决的行业难题，需要政策制定者与从业者共同谋划破局。

“新型储能作为新生事物，实现高质量发展，需要政府、企业、学界、社会等多方面协同发力，重点从规划统筹、政策机制、安全管理、技术模式等方面共同推进。”冯凯说。

李泓表示，在整体的储能发展过程中，需要创新产学研全链条的协同发展，从而才能发展出新型储能的前瞻技术，这需要国家各相关部门、国家实验室和重点实验室、高等院校和研究所、信息研发机构、龙头企业和独角兽企业，以及国有资本和民营资本的所有社会资源的大力支持，从而实现大规模新型储能的高速发展目标，进而支持“双碳”目标的实现。

不少业内专家表示，行业从起步到发展就是一个不断优化行业格局、不断解决行业痛点的过程。既然国家已经给了战略性的指导，未来相关政策还会进一步细化和优化，从而指导储能产业健康持续发展。与此同时，行业本身存在的竞争、供应、技术等问题还是要通过市场的手段进行解决。相信在国家政策指导和行业发展不断深化的过程中，新型储能行业未来空间不可限量。

（图片来源：veer图库）

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