编者按：
随着全球能源转型的加速，储能技术成为连接可再生能源发展与电网现代化的关键纽带。近年来，中国储能装机规模迅速扩大，已成为全球储能市场的重要力量。
但新型储能在蓬勃发展的进程中，涌现出很多问题。从产业角度来看，新型储能技术如何助力地方产业提升国际竞争力？储能电池企业又如何应对国际合规和市场竞争的挑战？电力系统方面，新型储能如何助力电力系统转型？新型储能如何更好成为未来新型电力系统的压舱石？
为了探讨这些与新型储能发展有关的问题，界面新闻工业组与绿色和平地方气候行动力项目组合作栏目，特邀请行业核心专家和学者撰稿，深入探讨储能技术的发展现状和未来方向。
文 | 国网能源研究院 李娜娜
2024年迎峰度夏期间，国内新型储能项目集中上线。据中关村储能联盟统计，6月国内新增投运新型储能项目规模达5.4 GW/11.77 GWh，创2024年以来新高。
7月15日，江苏电力公司开展国内规模最大的省级电网新型储能集中调用，全省新型储能可提供约500万千瓦顶峰能力，将为迎峰度夏电力保供提供重要支撑。
此外，随着最大峰谷价差的逐步增大，新型储能在迎峰度夏期间发挥的作用越来越大。
作为可在用电低谷充电促进新能源消纳，在用电高峰放电发挥顶峰调节作用的新型储能，近两年在政策利好和驱动下呈快速发展态势。
但新型储能项目实际利用率仍然与快速发展态势不成正比，破局新型储能发展由政策驱动快车道向市场主驱动转换，仍需要在市场机制与商业模式、技术攻关、安全性等方面下功夫。
行业蓬勃发展
在国家和地方政策驱动下，中国新型储能行业蓬勃发展，进入快速发展通道，装机规模连续两年位居全球榜首。截至2023年底，全国新型储能累计装机规模3139万千瓦，年度新增2260万千瓦，较2022年底增长超过260%。今年一季度末，全国新型储能装机规模已经达到3530万千瓦，一季度新增近400万千瓦，较2023年一季度末增长超过210%。
新型储能电站逐步呈现集中式、大型化、长时化趋势。
截至2024年一季度末，不足1万千瓦的项目装机占全部装机6.7%，1-10万千瓦的项目装机占比38.5%，10万千瓦以上的项目装机占比54.8%。全国新型储能项目平均储能时长2.2小时，储能时长不足2小时的项目装机占全部装机12.9%，2-4小时的项目装机占比74.6%，4小时以上的项目装机占比12.5%。
中国新型储能技术呈现多元化发展趋势，各类技术路线的储能功率、时长、响应速度等特性各不相同，均存在各自的应用场景。
截至2023年底，全国已投运锂离子电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。锂离子电池储能作为市场主体和增量主体，电池电芯正向300Ah+、500Ah+更大容量跨越、更长寿命、更高安全方面迈进。
其他新型储能技术也在快速发展，300MW等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体MW级飞轮储能系统相继取得突破，钠电储能已初具规模化能力，目前我国已建成首个十兆瓦时的钠离子储能电站。
仍面临诸多问题
当前，储能发展规划亟待统筹，新型储能开发建设与系统需求缺乏匹配。
目前各省对于新型储能的规划主要停留在总体规模阶段，且新型储能开发建设多为保障新能源利用率为目标进行推动，相关省份出台2.5%-20%、时长为1-4小时新能源装机配比的配储政策，但不同地区资源禀赋、新能源规模、网架结构、用电负荷特性差异显著，解决电力保供、弃风弃光等问题对新型储能的需求也存在较大差异，缺乏将新型储能作为不同时间尺度的调节资源评估其规划配置规模、布局和时序。随着新能源大规模快速发展，储能与新能源、新型储能与其他灵活调节资源缺乏统筹规划、独立储能建设布局缺乏科学引导、储能发展运用策略不清晰等问题日趋显现。
受资本刺激大量企业盲目跨界储能行业，低价竞争和结构性产能过剩问题逐渐凸显。
据统计，2023年全年新注册储能相关企业超7万家，储能电池年产能已超200 GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到2023年上半年的不足50%。储能电芯和储能系统价格也大幅下降，2023年2小时储能系统平均报价下降44%，4小时储能系统平均报价下降47%。
此外，由于当前国内针对储能产品的标准体系仍不完善，不少厂在生产过程中为追求低价丢掉质量控制和安全设计，埋下安全隐患。未来随着储能电站调用频次的增加，引出的质量暗雷将可能集中爆出，损坏行业健康发展。
市场和价格政策机制尚不完善，影响新型储能高效利用和投资回报。
市场化是推进新型储能产业健康发展的必由之路，欧美电力市场相对成熟，新型储能可通过电能量市场、辅助服务市场、容量市场等多渠道获益，项目一般可获得较高收益率。政策驱动我国新型储能快速发展，但部分电站利用情况不及预期，主要受市场机制不健全、价格政策不完善等因素影响。
电源侧储能在国内新能源尚未大规模进入电力市场情况下，只能通过减少弃电和考核费用回收成本，基本无法盈利。
电网侧独立储能已准许参与现货、辅助服务市场，但仍存在市场规则不完善，现货价差较小，辅助服务品种单一、交易频次低、规则频繁变动、多市场收益无法兼得等问题。
今年2月，国家发改委发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确了调峰、调频备用等辅助服务价格的上限，将进一步影响储能未来收益格局。山东独立储能收益构成为“现货价差+容量租赁+容量补偿”，结合实际项目调研，独立储能以租赁收益为主，租赁费用和租赁年限不稳定，现货交易均价和峰谷价差呈现下降趋势，现货交易尚难以成为独立储能主要收益来源。
广东独立储能收益构成为“现货价差+辅助服务市场+容量租赁”，考虑广东电力系统调节能力相对充裕，独立储能面临现货市场价差较小，辅助服务市场资金规模有限，容量租赁收益不稳定等问题。
电网功能替代性储能方面，虽然国家政策已提出将其成本收益纳入输配电价，但尚未出台可操作的政策文件，未明确认定程序、核价方式及参数等细则。
用户侧储能主要通过“低充高放”减少电量电费和月度需量电费获利。近两年各省分时电价不断拉大，推动了用户侧储能发展，但受用电曲线特性、峰谷价差、安全性需求、场地需求、收入来源单一等因素影响，国内用户侧储能渗透率远低于欧美国家。
此外，现货市场交易价格已开始影响分时电价政策调整，以甘肃为例，6月最新分时电价政策将午间调整为低谷时段，充分反映了现货市场的峰谷形态，这意味着未来用户侧储能收益不确定性将进一步增加。
储能投资回报的不确定性，一方面将影响企业投资积极性，另一方面也会影响储能发挥其促进新能源消纳和对电力系统支撑与调节的作用。
储能电站技术标准尚不完善，安全管理仍不规范。
电池及储能系统本征安全问题尚未根本解决，安全问题是影响新型储能发展的主要因素之一。
技术标准方面，储能电站并网技术标准要求偏低，《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB/T 36547）关于动态响应特性、故障穿越能力等指标低于电网运行要求，储能电站的设计、施工、验收等环节没有形成有效的安全和并网技术标准体系，且对并网前储能电站系统级别安全可靠性测试和验证的标准体系尚不完善；标准体系缺乏统一规划，国家和地方标准之间可能交叉重复、缺乏兼容甚至存在矛盾，导致执行标准过程中易发生政策“冲突”。
安全管理方面，各地对储能电站项目备案、安全评估、施工建设、消防设计、消防验收等要求不统一、不明确，工程消防验收的责任主体和管理程序尚不清晰，应急处置能力不足。
此外，随着电池产业竞争加剧，出现“劣币驱逐良币”现象，市场化检测不专业、不严格、不规范，导致储能电池质量参差不齐，存在以次充好、非专业集成、未全面测试等问题突出。
高安全性、长时储能技术亟待快速突破。
面对高比例新能源接入带来的系统安全问题和灵活性需求，以及高温、寒潮等极端天气，大容量、长周期、高安全可靠性的储能技术将发挥重要作用。英国、美国等国已通过财政拨款加大长时储能开发力度，多国已开展十到数十小时的液流电池、压缩空气、储热等长时储能项目示范应用。中国在长时储能方面也在积极推进，但在政策支持和技术突破方面仍需进一步加强。
如何才能高质量发展？
实现新型储能的高质量发展，仍需要政府、企业、学界、社会等多方协同发力，重点从规划建设、安全管理、政策机制、技术攻关、示范应用等方面共同推进。
需加强新型储能统筹规划。
与煤电灵活性改造、抽水蓄能、需求侧响应等调节资源相比，新型储能具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，是构建新型电力系统的重要组成部分。规划应坚持需求导向，科学制定新型储能发展规模、布局和建设时序。
在电源侧，以产业政策推动新型储能高质量发展，根据各地区新能源发展规模、调节资源等实际情况，因地制宜确定合理的配置比例，确保满足系统调节需要。
在电网侧，在电网关键节点，结合系统运行需求优化布局电网侧储能，鼓励建设独立储能，更好发挥调峰、调频等多种调节功能，提升储能运行效益。在偏远地区和输变电站址资源紧张地区，合理建设电网侧储能，适度替代输变电设施。
在用户侧，鼓励用户配备一定比例储能设施，参与削峰填谷实现盈利，优化用电特性，提高系统效率。
建议完善市场机制和政策支持保障。
在市场机制方面，逐步扩大新能源参与市场交易比例，通过市场化的方式，提升配建储能利用率和场站收益水平；进一步完善现货市场规则，推动储能逐步采用“报量报价”方式参与市场，适当放宽市场限价区间，通过现货市场发挥储能调峰、顶峰等价值，拓宽储能盈利空间。推广有偿一次调频，引入惯量、爬坡、备用等新交易品种，做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，具备条件时与现货电能量市场融合或联合出清，促进新型储能一体多用、分时复用，充分发挥各类调节资源技术优势，降低系统整体调节成本，提高储能电站收益。
在价格政策方面，综合考虑系统调节需求和终端电价承受能力，健全储能“电量＋容量”价格的形成机制。出台电网侧替代性储能纳入输配电价核价范围的实施细则，明确认定标准和认定程序。动态完善分时电价政策，建立尖峰电价机制，进一步拉大峰谷价差，激发电力保供用户和大工业用户等配置储能的积极性，大力促进用户侧储能发展。建立与现货市场相衔接的需求侧响应机制，拓宽用户侧储能的收益渠道。
建议强化新型储能标准体系建设和安全管理。
技术标准方面，推进重点技术标准的研制与实施，重点推进安全、质量与环保等标准的研制。深入开展安全质量检测和认证，研究和建立锂电储能系统安全性检测和认证制度，培育建设一批储能综合检测平台和认证机构。
此外，强化项目生命周期管理，加快实现全流程、全要素的精细化、系统化管理、构建储能项目全生命周期管理体系，保障储能系统长期安全稳定运行和环保回收再生。加强市场监管，规范各环节利益主体行为，净化市场竞争秩序，避免市场失灵。
安全管理方面，从储能生产集成、建设投运、运行维护等全环节，加强安全监督管理。建立储能产品质量管理体系，从源头防范安全风险。完善储能安全管理规定，压实各方安全责任，加强消防安全管理。推动完善储能技术标准，强化储能涉网性能要求。规范储能梯次利用，建立动力电池梯次利用全过程监管体系。
应加快新型储能核心技术创新攻关。
面向行业内卷，加强技术创新，扩大电池单体容量、提高系统能量密度、延长电池寿命周期，持续改善用户应用体验；加强储能全寿命周期的数字化、智能化管理，组织开展储能安全防护等技术攻关，创新储能商业模式和政策机制。面向新型电力系统需求，进一步推动储能多元化技术开发，重点推动大容量、长周期、构网型储能核心技术装备研发和系统集成，以及储能安全防护等领域的技术攻关。
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