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(dǎo)困難等瓶頸問題開始破解，新型儲能進入規(guī)模化發(fā)展新階段。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)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(shù)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(guān)鍵技術(shù)取得重要進展;技術(shù)應(yīng)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(yīng)用模式方面，近65%的新型儲能裝機分布在電網(wǎng)側(cè)，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(yīng)用形式。

　　《擴大內(nèi)需戰(zhàn)略規(guī)劃綱要(2022-2035年)》明確提出加強能源基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。新型電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)投資建設(shè)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(diào)”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(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》等政策的支持下實現(xiàn)高增長，國內(nèi)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(nèi)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(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)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(fù)、原材料價格居高不下、電池供應(yīng)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(yīng)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。

　　新能源配建儲能是2022年電源側(cè)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(cè)新增新型儲能裝機同比增長超過200%，以新疆、青海、內(nèi)蒙古、山東、甘肅五省(自治區(qū))為主，與風電、光伏發(fā)電配套的發(fā)電側(cè)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。《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)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(yù)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(nèi)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(cè)儲能的調(diào)度規(guī)則，明確新能源配儲的調(diào)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(shè)。

　　多條技術(shù)路線

　　試水規(guī)模應(yīng)用

　　2022年，鋰離子電池儲能應(yīng)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(shù)邁過了技術(shù)示范的門檻，進入規(guī)模化應(yīng)用初期。2023年，這些快速應(yīng)用的儲能技術(shù)仍是業(yè)界關(guān)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(yīng)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(yù)鋰化、固態(tài)化等技術(shù)，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(guān)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(yīng)用和技術(shù)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(shè)周期估算，預(yù)計2023年將有大規(guī)模壓縮空氣實現(xiàn)商業(yè)運行。在技術(shù)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(shù)以及人工硐室技術(shù)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(shù)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(nèi)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(yīng)用，需重點突破以下技術(shù)瓶頸：

　　1、全釩液流電池需用高性能、低成本非氟離子傳導(dǎo)膜的規(guī)模化制備工藝和批量化生產(chǎn)技術(shù);30千瓦及以上級高功率密度電堆的工程化技術(shù)開發(fā)及批量化組裝制造技術(shù)。

　　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(jié)構(gòu)設(shè)計、集成、制造及管理控制技術(shù)。

　　3、兆瓦以上級全釩液流電池儲能電站的結(jié)構(gòu)設(shè)計、集成、控制管理和安全保護技術(shù)。

　　當前，新型儲能大規(guī)模應(yīng)用的關(guān)鍵仍是技術(shù)和成本。技術(shù)主要面臨的難點是針對不同應(yīng)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(guān)鍵材料、制造工藝和能量轉(zhuǎn)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(shù)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(nèi)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(yīng)鏈體系，保證原材料供應(yīng)、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(shù)和成本問題，實現(xiàn)新型儲能項目良性發(fā)展的另一個關(guān)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(cè)儲能的主要應(yīng)用場景，現(xiàn)有用戶側(cè)儲能大多采用“合同能源管理”模式，項目基本上只能服務(wù)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(cè)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(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》提出推動用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場交易。用戶側(cè)儲能商業(yè)模式探索中需要關(guān)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(shè)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(cè)儲能未參與電力需求響應(yīng)和輔助服務(wù)，這導(dǎo)致政策允許共享儲能參與需求響應(yīng)，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(cè)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(shè)進程等因素有關(guān)，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(wù)補償為主，青海最新規(guī)則通過支持共享儲能同時參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)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(diào)頻”“價差套利+調(diào)峰容量市場”。

　　獨立儲能商業(yè)化模式探索需要關(guān)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(wù)市場的規(guī)則細則，現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)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。