記者近日采訪調研時了解到，當前我國新型儲能進入快速發展期，規模化應用趨勢逐漸顯現，技術呈現多元化發展，相關產業鏈加速布局，對能源轉型的支撐作用已初步顯現。但值得注意的是，行業整體還處于發展初期，在安全性、技術創新、市場機制、收益模式等方面還有待完善，亟須多措并舉疏解堵點。

　　雙重驅動規模化應用趨勢呈現

　　進入浙江省湖州市長興縣和平行政村丁家灣新村，入口處就可見風光儲一體景觀微風風機徐徐轉動，居民別墅屋頂上一排排的光伏板熠熠生輝，旁邊配置了戶用儲能，有電動汽車的家庭還安裝了充電樁，與戶儲設備構成了光儲充一體化新型電力系統。

　　這是國家電投浙江公司打造的湖州綜合智慧零碳電廠和平鎮丁家灣戶用儲能示范基地，創新部署了鉛酸電池、鉛碳電池、鋰電池等多項儲能產品，實現了整村戶用儲能試點突破，一期項目為電網提供頂峰能力5萬千瓦。

　　“戶用儲能使每家每戶成為一個個小的能源自供給聚合體，實現小型的能源區域自平衡，通過調節負荷助力能源保供。”國家電投儲能產業創新中心儲能技術研發部相關負責人說。

　　同時，戶用儲能還能有效利用峰谷價差為用戶節約成本。“我算了算，我們不僅用電更有保障了，每戶一年還能省1500元錢左右。”當地一位村民說。

　　近年來，受益于市場需求和政策導向雙重驅動，我國新型儲能規模化應用趨勢逐漸呈現。據不完全統計，全國30多個省市出臺的儲能規劃及政策，均要求新能源項目配建儲能，配置比例基本在10%-20%，其中河南、陜西、廣西、西藏等地要求儲能配置比例達到20%，部分項目儲能時長達到4-6小時。

　　“截至去年年底，全國新型儲能裝機規模約870萬千瓦，新增裝機同比增長超過110%，平均儲能時長約2.1小時，對能源轉型的支撐作用已初步顯現。”國家能源局能源節約與科技裝備司副司長劉亞芳介紹。

　　具體到省份來看，2022年裝機規模排名前三的為山東、寧夏、廣東。其中，作為國家首個新能源綜合示范區，當前寧夏新能源占比超過50%，儲能的發展是保障新型電力系統安全穩定運行的重要支撐。截至2023年3月底，寧夏已并網儲能電站15座，均為電化學儲能，并網總規模122.4萬千瓦/245.3萬千瓦時，電網側儲能并網容量全國第一。預計2023年寧夏儲能規模將超過300萬千瓦。

　　電力規劃設計總院發布的《中國新型儲能發展報告2023》(下稱《報告》)預計，未來，新型儲能發展需求主要集中在支撐新能源基地規模化開發、緩解電力供應壓力和保障新能源消納三個方面。綜合各方因素，“十四五”末我國新型儲能裝機規模有望超過5000萬千瓦，重點布局在華北、西北等地區。

　　技術多元化產業鏈加速布局

　　新型儲能逐漸規模化應用的同時，技術也呈現多元化發展趨勢。

　　電力規劃設計總院副總工程師戴劍鋒介紹，已投產的新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能仍占主導地位，占比約94.5%。2022年新增裝機中，鋰離子電池占比同比下降約5個百分點，壓縮空氣儲能、液流電池儲能發展提速，占比分別達到3.4%、2.3%。此外，鈉離子電池儲能、二氧化碳儲能、重力儲能等新技術陸續開展示范應用。

　　值得注意的是，2022年投產的新型儲能項目，單機、單站規模不斷擴大，其中鋰離子電池儲能項目單站最大規模超過200兆瓦；張家口壓縮空氣儲能示范項目、大連液流電池儲能示范項目單機、單站規模突破100兆瓦，去年新增的新型儲能項目時長以2-4小時為主，部分項目儲能時長達到4-6小時。

　　在國家級長興經濟技術開發區城南工業區，目前世界上規模最大的鉛炭儲能電站——國家電投湖州綜合智慧零碳電廠“和平共儲”項目正在建設，一個個巨大的電池模塊像“搭積木”一樣拼接在一起，建成后電站容量將達到100兆瓦/1061兆瓦時，一次充滿可存100萬度電，以城鎮居民每戶用電量12.5千瓦時/日計算，可滿足8萬戶居民一天的普通用電。

　　隨著技術多元化發展，相關的產業鏈也加速布局。戴劍鋒介紹說，目前鋰離子電池儲能已經形成了較為完備的產業鏈，2022年，全國儲能型鋰電池產量突破100吉瓦，同比增長超過200%。壓縮空氣儲能、液流電池儲能通過試點示范項目逐步實現規模化應用，也帶動了相關產業鏈的快速發展。

　　例如，國家電投在飛輪儲能、鉛炭電池、液流電池、熔鹽儲熱等新型儲能的技術研發、實證應用、示范推廣等方面持續發力，成規模的生產線2條投運、1條在建，涉及鉛炭電池、磷酸鐵鋰電池、PACK(電池包)、系統集成、逆變器等儲能產品。截至目前，國家電投新型儲能裝機規模達1588.08兆瓦，約占全國1/6；裝機容量達3270.83兆瓦時，較2022年5月國家電投開始統計數據時增長230%。

　　　多措并舉疏解行業堵點

　　隨著我國新能源裝機的不斷增加，“新能源+儲能”模式已成為解決新能源消納難題的有效途徑，但新型儲能行業在迅速發展的同時也暴露出一些問題。

　　在南方電網儲能股份公司儲能科研院院長陳滿看來，安全問題已成為鋰離子電池儲能發展的技術瓶頸。同時，電化學儲能技術經濟性仍有待提升。此外，儲能商業模式與市場機制有待進一步完善。

　　以寧夏為例，除去年新增新能源項目與配建儲能同步并網外，很多存量項目配儲還處于觀望階段。此外，儲能市場品種單一，現主要通過調峰輔助服務市場獲利，暫未開設頂峰輔助服務市場、容量市場等，相關市場規則、價格機制尚未建立。

　　為進一步夯實新型儲能高質量規模化發展的基礎，劉亞芳表示，未來將適時開展“十四五”新型儲能發展實施方案的調整，分階段、分批次、有側重地開展試點示范，并抓緊編制出臺大型風光基地及送電配套新型儲能的規劃技術導則。

　　《報告》指出，目前新型儲能仍處于發展初期，在核心材料、關鍵部件、系統集成、調度運用、安全防護等方面還有大量技術難題有待解決。未來應充分調動各方積極性，加大新型儲能技術創新力度，通過打造一批原創性技術，帶動產業升級。

　　在完善市場機制、建立儲能長效盈利模式方面，寧夏電力交易中心有限公司總經理寧波建議，加快出臺儲能參加頂峰輔助服務市場支持政策，按照“誰受益，誰承擔”原則，費用由全部市場化電力用戶共同分攤。建立規范的容量租賃市場，出臺租賃管理規則，明確租賃指導價格。建設容量補償市場，出臺運營規則。建立現貨市場交易機制。研究制訂儲能參與現貨市場的主體定位、準入條件、交易規則。