隨著全球能源轉型的加速，儲能技術成為連接可再生能源發展與電網現代化的關鍵紐帶。近年來，中國儲能裝機規模迅速擴大，已成為全球儲能市場的重要力量。
但新型儲能在蓬勃發展的進程中，涌現出很多問題。從產業角度來看，新型儲能技術如何助力地方產業提升國際競爭力？儲能電池企業又如何應對國際合規和市場競爭的挑戰？電力系統方面，新型儲能如何助力電力系統轉型？新型儲能如何更好成為未來新型電力系統的壓艙石？為了探討這些與新型儲能發展有關的問題，界面新聞工業組與綠色和平地方氣候行動力項目組合作欄目，特邀請行業核心專家和學者撰稿，深入探討儲能技術的發展現狀和未來方向。
文/國網能源研究院 李娜娜，首發于界面新聞
2024年迎峰度夏期間，國內新型儲能項目集中上線。據中關村儲能聯盟統計，6月國內新增投運新型儲能項目規模達5.4 GW/11.77 GWh，創2024年以來新高。
7月15日，江蘇電力公司開展國內規模最大的省級電網新型儲能集中調用，全省新型儲能可提供約500萬千瓦頂峰能力，將為迎峰度夏電力保供提供重要支撐。
此外，隨著最大峰谷價差的逐步增大，新型儲能在迎峰度夏期間發揮的作用越來越大。
作為可在用電低谷充電促進新能源消納，在用電高峰放電發揮頂峰調節作用的新型儲能，近兩年在政策利好和驅動下呈快速發展態勢。
但新型儲能項目實際利用率仍然與快速發展態勢不成正比，破局新型儲能發展由政策驅動快車道向市場主驅動轉換，仍需要在市場機制與商業模式、技術攻關、安全性等方面下功夫。
行業蓬勃發展
在國家和地方政策驅動下，中國新型儲能行業蓬勃發展，進入快速發展通道，裝機規模連續兩年位居全球榜首。截至2023年底，全國新型儲能累計裝機規模3139萬千瓦，年度新增2260萬千瓦，較2022年底增長超過260%。今年一季度末，全國新型儲能裝機規模已經達到3530萬千瓦，一季度新增近400萬千瓦，較2023年一季度末增長超過210%。
新型儲能電站逐步呈現集中式、大型化、長時化趨勢。
截至2024年一季度末，不足1萬千瓦的項目裝機占全部裝機6.7%，1-10萬千瓦的項目裝機占比38.5%，10萬千瓦以上的項目裝機占比54.8%。全國新型儲能項目平均儲能時長2.2小時，儲能時長不足2小時的項目裝機占全部裝機12.9%，2-4小時的項目裝機占比74.6%，4小時以上的項目裝機占比12.5%。
中國新型儲能技術呈現多元化發展趨勢，各類技術路線的儲能功率、時長、響應速度等特性各不相同，均存在各自的應用場景。
截至2023年底，全國已投運鋰離子電池儲能占比97.4%，鉛炭電池儲能占比0.5%，壓縮空氣儲能占比0.5%，液流電池儲能占比0.4%，其他新型儲能技術占比1.2%。鋰離子電池儲能作為市場主體和增量主體，電池電芯正向300Ah+、500Ah+更大容量跨越、更長壽命、更高安全方面邁進。
其他新型儲能技術也在快速發展，300MW等級壓縮空氣儲能主機設備、全國產化液流電池隔膜、單體MW級飛輪儲能系統相繼取得突破，鈉電儲能已初具規?；芰?，目前我國已建成首個十兆瓦時的鈉離子儲能電站。
仍面臨諸多問題
當前，儲能發展規劃亟待統籌，新型儲能開發建設與系統需求缺乏匹配。
目前各省對于新型儲能的規劃主要停留在總體規模階段，且新型儲能開發建設多為保障新能源利用率為目標進行推動，相關省份出臺2.5%-20%、時長為1-4小時新能源裝機配比的配儲政策，但不同地區資源稟賦、新能源規模、網架結構、用電負荷特性差異顯著，解決電力保供、棄風棄光等問題對新型儲能的需求也存在較大差異，缺乏將新型儲能作為不同時間尺度的調節資源評估其規劃配置規模、布局和時序。隨著新能源大規?？焖侔l展，儲能與新能源、新型儲能與其他靈活調節資源缺乏統籌規劃、獨立儲能建設布局缺乏科學引導、儲能發展運用策略不清晰等問題日趨顯現。
受資本刺激大量企業盲目跨界儲能行業，低價競爭和結構性產能過剩問題逐漸凸顯。
據統計，2023年全年新注冊儲能相關企業超7萬家，儲能電池年產能已超200 GWh，整體產能利用率從2022年的87%下降到2023年上半年的不足50%。儲能電芯和儲能系統價格也大幅下降，2023年2小時儲能系統平均報價下降44%，4小時儲能系統平均報價下降47%。
此外，由于當前國內針對儲能產品的標準體系仍不完善，不少廠在生產過程中為追求低價丟掉質量控制和安全設計，埋下安全隱患。未來隨著儲能電站調用頻次的增加，引出的質量暗雷將可能集中爆出，損壞行業健康發展。
市場和價格政策機制尚不完善，影響新型儲能高效利用和投資回報。
市場化是推進新型儲能產業健康發展的必由之路，歐美電力市場相對成熟，新型儲能可通過電能量市場、輔助服務市場、容量市場等多渠道獲益，項目一般可獲得較高收益率。政策驅動我國新型儲能快速發展，但部分電站利用情況不及預期，主要受市場機制不健全、價格政策不完善等因素影響。
電源側儲能在國內新能源尚未大規模進入電力市場情況下，只能通過減少棄電和考核費用回收成本，基本無法盈利。
電網側獨立儲能已準許參與現貨、輔助服務市場，但仍存在市場規則不完善，現貨價差較小，輔助服務品種單一、交易頻次低、規則頻繁變動、多市場收益無法兼得等問題。
今年2月，國家發改委發布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，明確了調峰、調頻備用等輔助服務價格的上限，將進一步影響儲能未來收益格局。山東獨立儲能收益構成為“現貨價差+容量租賃+容量補償”，結合實際項目調研，獨立儲能以租賃收益為主，租賃費用和租賃年限不穩定，現貨交易均價和峰谷價差呈現下降趨勢，現貨交易尚難以成為獨立儲能主要收益來源。
廣東獨立儲能收益構成為“現貨價差+輔助服務市場+容量租賃”，考慮廣東電力系統調節能力相對充裕，獨立儲能面臨現貨市場價差較小，輔助服務市場資金規模有限，容量租賃收益不穩定等問題。
電網功能替代性儲能方面，雖然國家政策已提出將其成本收益納入輸配電價，但尚未出臺可操作的政策文件，未明確認定程序、核價方式及參數等細則。
用戶側儲能主要通過“低充高放”減少電量電費和月度需量電費獲利。近兩年各省分時電價不斷拉大，推動了用戶側儲能發展，但受用電曲線特性、峰谷價差、安全性需求、場地需求、收入來源單一等因素影響，國內用戶側儲能滲透率遠低于歐美國家。
此外，現貨市場交易價格已開始影響分時電價政策調整，以甘肅為例，6月最新分時電價政策將午間調整為低谷時段，充分反映了現貨市場的峰谷形態，這意味著未來用戶側儲能收益不確定性將進一步增加。
儲能投資回報的不確定性，一方面將影響企業投資積極性，另一方面也會影響儲能發揮其促進新能源消納和對電力系統支撐與調節的作用。
儲能電站技術標準尚不完善，安全管理仍不規范。
電池及儲能系統本征安全問題尚未根本解決，安全問題是影響新型儲能發展的主要因素之一。
技術標準方面，儲能電站并網技術標準要求偏低，《電化學儲能系統接入電網技術規定》（GB/T 36547）關于動態響應特性、故障穿越能力等指標低于電網運行要求，儲能電站的設計、施工、驗收等環節沒有形成有效的安全和并網技術標準體系，且對并網前儲能電站系統級別安全可靠性測試和驗證的標準體系尚不完善；標準體系缺乏統一規劃，國家和地方標準之間可能交叉重復、缺乏兼容甚至存在矛盾，導致執行標準過程中易發生政策“沖突”。
安全管理方面，各地對儲能電站項目備案、安全評估、施工建設、消防設計、消防驗收等要求不統一、不明確，工程消防驗收的責任主體和管理程序尚不清晰，應急處置能力不足。
此外，隨著電池產業競爭加劇，出現“劣幣驅逐良幣”現象，市場化檢測不專業、不嚴格、不規范，導致儲能電池質量參差不齊，存在以次充好、非專業集成、未全面測試等問題突出。
高安全性、長時儲能技術亟待快速突破。
面對高比例新能源接入帶來的系統安全問題和靈活性需求，以及高溫、寒潮等極端天氣，大容量、長周期、高安全可靠性的儲能技術將發揮重要作用。英國、美國等國已通過財政撥款加大長時儲能開發力度，多國已開展十到數十小時的液流電池、壓縮空氣、儲熱等長時儲能項目示范應用。中國在長時儲能方面也在積極推進，但在政策支持和技術突破方面仍需進一步加強。
如何才能高質量發展？
實現新型儲能的高質量發展，仍需要政府、企業、學界、社會等多方協同發力，重點從規劃建設、安全管理、政策機制、技術攻關、示范應用等方面共同推進。
需加強新型儲能統籌規劃。
與煤電靈活性改造、抽水蓄能、需求側響應等調節資源相比，新型儲能具有建設周期短、布局靈活、響應速度快等優勢，可在電力系統運行中發揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，是構建新型電力系統的重要組成部分。規劃應堅持需求導向，科學制定新型儲能發展規模、布局和建設時序。
在電源側，以產業政策推動新型儲能高質量發展，根據各地區新能源發展規模、調節資源等實際情況，因地制宜確定合理的配置比例，確保滿足系統調節需要。
在電網側，在電網關鍵節點，結合系統運行需求優化布局電網側儲能，鼓勵建設獨立儲能，更好發揮調峰、調頻等多種調節功能，提升儲能運行效益。在偏遠地區和輸變電站址資源緊張地區，合理建設電網側儲能，適度替代輸變電設施。
在用戶側，鼓勵用戶配備一定比例儲能設施，參與削峰填谷實現盈利，優化用電特性，提高系統效率。
建議完善市場機制和政策支持保障。
在市場機制方面，逐步擴大新能源參與市場交易比例，通過市場化的方式，提升配建儲能利用率和場站收益水平；進一步完善現貨市場規則，推動儲能逐步采用“報量報價”方式參與市場，適當放寬市場限價區間，通過現貨市場發揮儲能調峰、頂峰等價值，拓寬儲能盈利空間。推廣有償一次調頻，引入慣量、爬坡、備用等新交易品種，做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，具備條件時與現貨電能量市場融合或聯合出清，促進新型儲能一體多用、分時復用，充分發揮各類調節資源技術優勢，降低系統整體調節成本，提高儲能電站收益。
在價格政策方面，綜合考慮系統調節需求和終端電價承受能力，健全儲能“電量＋容量”價格的形成機制。出臺電網側替代性儲能納入輸配電價核價范圍的實施細則，明確認定標準和認定程序。動態完善分時電價政策，建立尖峰電價機制，進一步拉大峰谷價差，激發電力保供用戶和大工業用戶等配置儲能的積極性，大力促進用戶側儲能發展。建立與現貨市場相銜接的需求側響應機制，拓寬用戶側儲能的收益渠道。
建議強化新型儲能標準體系建設和安全管理。
技術標準方面，推進重點技術標準的研制與實施，重點推進安全、質量與環保等標準的研制。深入開展安全質量檢測和認證，研究和建立鋰電儲能系統安全性檢測和認證制度，培育建設一批儲能綜合檢測平臺和認證機構。
此外，強化項目生命周期管理，加快實現全流程、全要素的精細化、系統化管理、構建儲能項目全生命周期管理體系，保障儲能系統長期安全穩定運行和環?；厥赵偕?。加強市場監管，規范各環節利益主體行為，凈化市場競爭秩序，避免市場失靈。
安全管理方面，從儲能生產集成、建設投運、運行維護等全環節，加強安全監督管理。建立儲能產品質量管理體系，從源頭防范安全風險。完善儲能安全管理規定，壓實各方安全責任，加強消防安全管理。推動完善儲能技術標準，強化儲能涉網性能要求。規范儲能梯次利用，建立動力電池梯次利用全過程監管體系。
應加快新型儲能核心技術創新攻關。
面向行業內卷，加強技術創新，擴大電池單體容量、提高系統能量密度、延長電池壽命周期，持續改善用戶應用體驗；加強儲能全壽命周期的數字化、智能化管理，組織開展儲能安全防護等技術攻關，創新儲能商業模式和政策機制。面向新型電力系統需求，進一步推動儲能多元化技術開發，重點推動大容量、長周期、構網型儲能核心技術裝備研發和系統集成，以及儲能安全防護等領域的技術攻關。
