《经济参考报》记者近日采访调研时了解到，当前我国新型储能进入快速发展期，规模化应用趋势逐渐显现，技术呈现多元化发展，相关产业链加速布局，对能源转型的支撑作用已初步显现。但值得注意的是，行业整体还处于发展初期，在安全性、技术创新、市场机制、收益模式等方面还有待完善，亟须多措并举疏解堵点。
双重驱动 规模化应用趋势呈现
进入浙江省湖州市长兴县和平行政村丁家湾新村，入口处就可见风光储一体景观微风风机徐徐转动，居民别墅屋顶上一排排的光伏板熠熠生辉，旁边配置了户用储能，有电动汽车的家庭还安装了充电桩，与户储设备构成了光储充一体化新型电力系统。
这是国家电投浙江公司打造的湖州综合智慧零碳电厂和平镇丁家湾户用储能示范基地，创新部署了铅酸电池、铅碳电池、锂电池等多项储能产品，实现了整村户用储能试点突破，一期项目为电网提供顶峰能力5万千瓦。
“户用储能使每家每户成为一个个小的能源自供给聚合体，实现小型的能源区域自平衡，通过调节负荷助力能源保供。”国家电投储能产业创新中心储能技术研发部相关负责人说。
同时，户用储能还能有效利用峰谷价差为用户节约成本。“我算了算，我们不仅用电更有保障了，每户一年还能省1500元钱左右。”当地一位村民说。
近年来，受益于市场需求和政策导向双重驱动，我国新型储能规模化应用趋势逐渐呈现。据不完全统计，全国30多个省市出台的储能规划及政策，均要求新能源项目配建储能，配置比例基本在10%-20%，其中河南、陕西、广西、西藏等地要求储能配置比例达到20%，部分项目储能时长达到4-6小时。
“截至去年年底，全国新型储能装机规模约870万千瓦，新增装机同比增长超过110%，平均储能时长约2.1小时，对能源转型的支撑作用已初步显现。”国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳介绍。
具体到省份来看，2022年装机规模排名前三的为山东、宁夏、广东。其中，作为国家首个新能源综合示范区，当前宁夏新能源占比超过50%，储能的发展是保障新型电力系统安全稳定运行的重要支撑。截至2023年3月底，宁夏已并网储能电站15座，均为电化学储能，并网总规模122.4万千瓦/245.3万千瓦时，电网侧储能并网容量全国第一。预计2023年宁夏储能规模将超过300万千瓦。
电力规划设计总院发布的《中国新型储能发展报告2023》（下称《报告》）预计，未来，新型储能发展需求主要集中在支撑新能源基地规模化开发、缓解电力供应压力和保障新能源消纳三个方面。综合各方因素，“十四五”末我国新型储能装机规模有望超过5000万千瓦，重点布局在华北、西北等地区。
技术多元化 产业链加速布局
新型储能逐渐规模化应用的同时，技术也呈现多元化发展趋势。
电力规划设计总院副总工程师戴剑锋介绍，已投产的新型储能装机中，锂离子电池储能仍占主导地位，占比约94.5%。2022年新增装机中，锂离子电池占比同比下降约5个百分点，压缩空气储能、液流电池储能发展提速，占比分别达到3.4%、2.3%。此外，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等新技术陆续开展示范应用。
值得注意的是，2022年投产的新型储能项目，单机、单站规模不断扩大，其中锂离子电池储能项目单站最大规模超过200兆瓦；张家口压缩空气储能示范项目、大连液流电池储能示范项目单机、单站规模突破100兆瓦，去年新增的新型储能项目时长以2-4小时为主，部分项目储能时长达到4-6小时。
在国家级长兴经济技术开发区城南工业区，目前世界上规模最大的铅炭储能电站——国家电投湖州综合智慧零碳电厂“和平共储”项目正在建设，一个个巨大的电池模块像“搭积木”一样拼接在一起，建成后电站容量将达到100兆瓦/1061兆瓦时，一次充满可存100万度电，以城镇居民每户用电量12.5千瓦时/日计算，可满足8万户居民一天的普通用电。
随着技术多元化发展，相关的产业链也加速布局。戴剑锋介绍说，目前锂离子电池储能已经形成了较为完备的产业链，2022年，全国储能型锂电池产量突破100吉瓦，同比增长超过200%。压缩空气储能、液流电池储能通过试点示范项目逐步实现规模化应用，也带动了相关产业链的快速发展。
例如，国家电投在飞轮储能、铅炭电池、液流电池、熔盐储热等新型储能的技术研发、实证应用、示范推广等方面持续发力，成规模的生产线2条投运、1条在建，涉及铅炭电池、磷酸铁锂电池、PACK（电池包）、系统集成、逆变器等储能产品。截至目前，国家电投新型储能装机规模达1588.08兆瓦，约占全国1/6；装机容量达3270.83兆瓦时，较2022年5月国家电投开始统计数据时增长230%。
多措并举 疏解行业堵点
随着我国新能源装机的不断增加，“新能源+储能”模式已成为解决新能源消纳难题的有效途径，但新型储能行业在迅速发展的同时也暴露出一些问题。
在南方电网储能股份公司储能科研院院长陈满看来，安全问题已成为锂离子电池储能发展的技术瓶颈。同时，电化学储能技术经济性仍有待提升。此外，储能商业模式与市场机制有待进一步完善。
以宁夏为例，除去年新增新能源项目与配建储能同步并网外，很多存量项目配储还处于观望阶段。此外，储能市场品种单一，现主要通过调峰辅助服务市场获利，暂未开设顶峰辅助服务市场、容量市场等，相关市场规则、价格机制尚未建立。
为进一步夯实新型储能高质量规模化发展的基础，刘亚芳表示，未来将适时开展“十四五”新型储能发展实施方案的调整，分阶段、分批次、有侧重地开展试点示范，并抓紧编制出台大型风光基地及送电配套新型储能的规划技术导则。
《报告》指出，目前新型储能仍处于发展初期，在核心材料、关键部件、系统集成、调度运用、安全防护等方面还有大量技术难题有待解决。未来应充分调动各方积极性，加大新型储能技术创新力度，通过打造一批原创性技术，带动产业升级。
在完善市场机制、建立储能长效盈利模式方面，宁夏电力交易中心有限公司总经理宁波建议，加快出台储能参加顶峰辅助服务市场支持政策，按照“谁受益，谁承担”原则，费用由全部市场化电力用户共同分摊。建立规范的容量租赁市场，出台租赁管理规则，明确租赁指导价格。建设容量补偿市场，出台运营规则。建立现货市场交易机制。研究制订储能参与现货市场的主体定位、准入条件、交易规则。