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2022年，隨著600余項來自中央及地方的儲能政策出臺，獨立儲能市場主體地位不明確、儲能電站成本疏導困難等瓶頸問題開始破解，新型儲能進入規(guī)?；l(fā)展新階段。

根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（以下簡稱“CNESA”）全球儲能數(shù)據(jù)庫的不完全統(tǒng)計，截至2022年年底，我國已投運的儲能項目累計裝機容量達59.4吉瓦，同比增長37%。其中抽水蓄能占比最大，累計裝機容量為46.1吉瓦；新型儲能繼續(xù)保持高增長，累計裝機容量達到12.7吉瓦。技術研發(fā)方面，變速抽水蓄能、固態(tài)鋰電池、先進壓縮空氣、高密度液流電池等關鍵技術取得重要進展；技術應用方面，單個項目規(guī)模越來越大，新增投運的百兆瓦級項目是去年同期的2倍多，國際首套100兆瓦先進壓縮空氣儲能和液流電池電站實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電；應用模式方面，近65%的新型儲能裝機分布在電網(wǎng)側，且其中90%的項目為獨立儲能項目，獨立儲能有望成為新型儲能的主流應用形式。

《擴大內需戰(zhàn)略規(guī)劃綱要（2022－2035年）》明確提出加強能源基礎設施建設。新型電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)投資建設將迎來加速期。作為新型電力系統(tǒng)的組成部分，新型儲能在2023年將延續(xù)快速發(fā)展的態(tài)勢，以“儲”為手段，以“調”為目的，推動清潔電力生產(chǎn)與消費更加高效、靈活和穩(wěn)定。

政策持續(xù)發(fā)力

項目集中落地

2022年，新型儲能在《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》等政策的支持下實現(xiàn)高增長，國內新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達6.9吉瓦/15.3吉瓦時。

截至目前，全國已有26個省份規(guī)劃了“十四五”時期新型儲能的裝機目標，總規(guī)模接近67吉瓦。陜西、山東、浙江、河北、安徽、廣西、湖南、青海、河南、四川等地先后布局新型儲能示范項目216個，規(guī)模合計22.2吉瓦/53.8吉瓦時，其中安徽規(guī)劃新型儲能功率規(guī)模居各省市之首。據(jù)統(tǒng)計，國內2022年單年新增規(guī)劃在建的新型儲能項目規(guī)模達到101.8吉瓦/259.2吉瓦時，已遠超《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中提出的“2025年實現(xiàn)30吉瓦裝機”目標。根據(jù)規(guī)劃，大部分項目都將在2023～2024年完工并網(wǎng)。

受新冠疫情反復、原材料價格居高不下、電池供應限制等影響，絕大多數(shù)獨立儲能電站集中在去年下半年投運。獨立儲能接近2022年新增投運新型儲能裝機規(guī)模的50%，成為占比最大的應用場景。在已發(fā)布的儲能示范項目中，獨立儲能和集中共享儲能項目功率規(guī)模占比高達92%，百兆瓦級以上項目達148個，總規(guī)模達20.0吉瓦/47.4吉瓦時。


2022年12月，江蘇南通的一個工業(yè)園區(qū)里，工作人員正將4個儲能電站裝車。上述儲能設備將被發(fā)往新疆，用于配套光伏發(fā)電站。

新能源配建儲能是2022年電源側儲能增長的主要動力。根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計，去年發(fā)電側新增新型儲能裝機同比增長超過200%，以新疆、青海、內蒙古、山東、甘肅五?。ㄗ灾螀^(qū)）為主，與風電、光伏發(fā)電配套的發(fā)電側儲能裝機的占比接近90%。

隨著新能源在電力系統(tǒng)所占比例不斷增加，新能源配建儲能保障消納和維持電網(wǎng)穩(wěn)定性的需求愈加緊迫?！蛾P于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》從國家層面明確了保障性并網(wǎng)外的新能源需配建儲能。目前，大多數(shù)省份都發(fā)布了鼓勵或強制新能源配建儲能的政策，預計2023年會有更多省份發(fā)布新能源配建儲能政策，儲能配建比例也有望提升，新能源配建儲能將繼續(xù)保持高速發(fā)展態(tài)勢。此外，共享儲能也有望成為未來一段時間內儲能和新能源協(xié)同發(fā)展的主流模式。

隨著新能源發(fā)電量占比不斷提升，新能源逐步參與電力市場競爭是未來趨勢。提高新能源配建儲能的利用率，需進一步制定和完善新能源配儲能參與電力市場機制，建立健全發(fā)電側儲能的調度規(guī)則，明確新能源配儲的調度運行方式，同時優(yōu)化配套儲能的新能源項目規(guī)劃建設。

多條技術路線

試水規(guī)模應用

2022年，鋰離子電池儲能應用快速發(fā)展，新增投運裝機規(guī)模首次突破6吉瓦；壓縮空氣、液流電池、鈉離子電池等儲能技術邁過了技術示范的門檻，進入規(guī)模化應用初期。2023年，這些快速應用的儲能技術仍是業(yè)界關注的重點，固態(tài)鋰離子電池、鈉離子電池將在2023年開始商業(yè)化規(guī)模應用，壓縮空氣儲能有望迎來商業(yè)化元年。此外，干法電極、高精度預鋰化、固態(tài)化等技術，以及耐高溫、高安全的儲能電池有望在今年研發(fā)成功，值得業(yè)界關注。

壓縮空氣儲能方面，2023年的主要看點是其大規(guī)模商業(yè)化應用和技術的快速迭代。隨著山東肥城10兆瓦/100兆瓦時儲能電站順利進入現(xiàn)貨市場，河北張家口百兆瓦先進壓縮空氣儲能國家示范項目并網(wǎng)，壓縮空氣儲能已具備了大規(guī)模商業(yè)化的條件。2022年，我國新增（規(guī)劃、在建、投運）壓縮空氣儲能項目總規(guī)模接近10吉瓦，按照壓縮空氣儲能項目1.5～2年建設周期估算，預計2023年將有大規(guī)模壓縮空氣實現(xiàn)商業(yè)運行。在技術方面，當前壓縮空氣儲能正在由100兆瓦向300兆瓦功率等級方向加速發(fā)展，300兆瓦級壓縮空氣儲能技術以及人工硐室技術不斷突破，二氧化碳儲能驗證項目投運，未來競爭力將逐步提高。

液流電池方面，2023年的主要看點是突破技術瓶頸，提高系統(tǒng)效率，降低電池系統(tǒng)成本。2022年，首個百兆瓦級全釩液流電池項目并網(wǎng)運行，國內首個吉瓦時級全釩液流電池項目正式開工，全釩液流電池已經(jīng)具備大規(guī)模商業(yè)化的條件。但目前，全釩液流電池系統(tǒng)成本較高、系統(tǒng)效率低，要實現(xiàn)全釩液流電池大規(guī)模應用，需重點突破以下技術瓶頸：

1、全釩液流電池需用高性能、低成本非氟離子傳導膜的規(guī)?；苽涔に嚭团炕a(chǎn)技術；30千瓦及以上級高功率密度電堆的工程化技術開發(fā)及批量化組裝制造技術。

2、200千瓦以上級的高集成度集裝箱式全釩液流電池模塊結構設計、集成、制造及管理控制技術。

3、兆瓦以上級全釩液流電池儲能電站的結構設計、集成、控制管理和安全保護技術。

當前，新型儲能大規(guī)模應用的關鍵仍是技術和成本。技術主要面臨的難點是針對不同應用場景如何滿足電網(wǎng)高安全性、大規(guī)模、長壽命、低成本、高效率等需求，關鍵材料、制造工藝和能量轉化效率也是行業(yè)需要面對的挑戰(zhàn)。成本過高是儲能電站面臨的普遍問題，降低成本主要依賴技術創(chuàng)新、規(guī)模化生產(chǎn)以及穩(wěn)定的產(chǎn)業(yè)鏈體系。近年來，國內制造端成本在電池成本中的比例不斷下降，但原材料成本占比增加，特別是鋰和釩等原材料價格上漲對行業(yè)發(fā)展造成較大影響。提前規(guī)劃穩(wěn)定的產(chǎn)業(yè)鏈供應鏈體系，保證原材料供應、降低原材料成本是降低儲能電站成本的方法。

拓展收益來源

探索市場機制

除了解決技術和成本問題，實現(xiàn)新型儲能項目良性發(fā)展的另一個關鍵是探索可行的盈利模式。


當前，工業(yè)園、產(chǎn)業(yè)園依舊是用戶側儲能的主要應用場景，現(xiàn)有用戶側儲能大多采用“合同能源管理”模式，項目基本上只能服務于單個用戶，通過峰谷價差獲利，存在收益模式單一、投資回收期長等問題。未來，用戶側儲能商業(yè)模式將更加多元。

國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》提出推動用戶側參與現(xiàn)貨市場交易。用戶側儲能商業(yè)模式探索中需要關注兩方面的問題：

一是收益來源不確定性加大

從電力現(xiàn)貨市場試點運行省份實際來看，價差有進一步加大的趨勢，波動的現(xiàn)貨電價會提升用戶建設儲能的積極性，但也給尋求穩(wěn)定收益的用戶帶來更大的不確定性。

二是參與市場存在障礙

目前，絕大多數(shù)用戶側儲能未參與電力需求響應和輔助服務，這導致政策允許共享儲能參與需求響應，但缺少實施細則，同時，由于缺乏獨立的市場主體身份，用戶側儲能尚未獨立建立戶頭，也不能反向送電。

獨立儲能收益來源和收益水平與各省的需求迫切程度、新能源配儲政策、電力市場建設進程等因素有關，呈現(xiàn)差異化、多樣化的特點。未開展電力現(xiàn)貨市場的省份，如湖南、寧夏等以容量租賃、輔助服務補償為主，青海最新規(guī)則通過支持共享儲能同時參與調峰、調頻輔助服務來提高儲能利用率；“8+6”兩批試點省份中，山東、山西、甘肅制定了儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則細則，收益模式分別為“現(xiàn)貨價差套利+容量租賃+容量電價補償”“現(xiàn)貨價差套利+一次調頻”“價差套利+調峰容量市場”。

獨立儲能商業(yè)化模式探索需要關注以下三個問題。

其一是市場品種單一。目前，絕大多數(shù)省份尚未出臺獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場的規(guī)則細則，現(xiàn)貨市場和輔助服務市場尚未實現(xiàn)有效銜接，獨立儲能參與的市場品種還較為單一，難以實現(xiàn)多重收益疊加。

其二是容量租賃收益不穩(wěn)定。盡管多個省份要求新能源場站按一定比例配建儲能（包括自建或租賃儲能容量），但多數(shù)省份并未出臺儲能容量租賃落地機制，無法保障容量出租率和租賃收入穩(wěn)定性。

其三是模式前景不確定。容量租賃模式為中國特有模式，是在電力市場機制尚未成熟、儲能無法完全通過市場回收成本情況下的折中選擇。而共享儲能租賃收入對政策的依賴性較大，隨著電力市場的逐漸成熟，這種模式面臨一定的不確定性。

原標題： 新型儲能 ：“穩(wěn)定器”發(fā)展再提速