走上“快車道”的新型儲能，面臨哪些機遇和挑戰?

　　2023年，無論是項目推進還是技術創新，新型儲能都實現了快速發展。根據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能數據庫的不完全統計，2023年，中國新增投運新型儲能裝機容量為21.5吉瓦/46.6吉瓦時，首次突破20吉瓦，三倍于2022年的水平，功率和能量規模同比增長均超150%。100余個百兆瓦級項目投運，同比增長370%;非鋰儲能技術應用逐漸突破，多種長時儲能項目被納入省級示范項目清單。儲能系統中標均價持續下行，以鋰電池為例，受上游原材料價格跌勢和競爭加劇等因素影響，至2023年12月，鋰電池價格跌至0.79元/瓦時，相比年初幾近腰斬，并且出現過低于0.6元/瓦時的報價;市場參與主體在數量和類型上均有突破。

　　2024年，新型儲能市場將延續高速發展態勢，預計全年新增裝機容量將超過35吉瓦，有望實現連續3年單年新增裝機容量超過累計裝機規模。國內儲能技術快速發展，成本進一步下降，企業加速出海布局，但在貿易壁壘和國際標準方面面臨挑戰。

　　隨著政策和規則不斷完善，新型儲能產品的經濟性有望提升，商業模式更加成熟，儲能電站的運營水平將不斷提高。同時，產能或繼續擴張，資金缺乏和技術積累不足的企業將面臨更大壓力。

　　產業鏈布局呈現三大特點

　　當前，新型儲能在產業鏈布局上呈現以下三個特點：

　　一是新型儲能各技術路線百花齊放。除鋰電池外，壓縮空氣儲能、液流電池儲能、鈉離子電池等多項新型儲能技術逐步從研發向示范和規模化應用發展。國家能源局2024年第1號公告《國家能源局綜合司關于公示新型儲能試點示范項目的通知》將“山東省肥城市300兆瓦/1800兆瓦時壓縮空氣儲能示范項目”等56個項目列為新型儲能試點示范項目，凸顯了各項非鋰新型儲能技術產業化進程提速，尤其是長時儲能的地位得到進一步提升。

　　二是鋰電儲能價格下降較快，行業存在產能過剩風險。2023年以來，電池級碳酸鋰價格持續下行，年終均價已跌破10萬元/噸;中游儲能電池行業的平均產能利用率僅為50%左右;下游儲能系統的中標規模為22.7吉瓦，同比增長257%，但中標均價持續下行，與2023 年年初相比幾近腰斬。

　　三是在國內競爭加劇的背景下，企業加大海外布局力度。目前，海外部分區域市場盈利模式更為明晰，市場空間逐步釋放，眾多國內企業憑借技術優勢和成本優勢，紛紛開拓海外市場。值得注意的是，海外市場環境正逐步發生變化，部分國家出現“貿易保護”“產能本地化要求”等傾向，歐盟《新電池法案》、美國《通脹削減法案》等政策的影響進一步擴大。

　　2024年，非鋰新型儲能技術將得到市場的進一步驗證，應用規模有望擴大，尤其是壓縮空氣儲能、液流電池儲能等長時儲能的裝機容量將呈現快速增長態勢。鋰電池產業鏈方面，300安時以上的大電芯將從設計走向應用，滲透率可能會逐步提高。預計上游材料環節，產能和價格競爭加劇將延續一段時間;下游領域，電站智能化運維和運營等優勢將得到彰顯。隨著電芯、儲能系統成本的下降，儲能電站的投資收益率將有所改善。

　　兩類技術路線值得關注

　　2024年，長時儲能和短時高頻儲能兩條技術路線值得關注。

　　長時儲能可增加電力系統對穩定性的需求。隨著新能源發電裝機規模不斷擴大，間歇性、不穩定性給調峰帶來更大的壓力。長時儲能可憑借其長周期、大容量的特性，調節新能源發電波動，提高電力系統對新能源的消納水平。壓縮空氣、液流電池、儲熱等長時規模儲能技術的應用，將滿足電力系統安全穩定運行的需求。

　　據中關村儲能產業技術聯盟統計，目前已經有新疆、甘肅、青海、西藏、內蒙古、河北等10個多省份明確提出在新能源場站配置4小時以上的長時儲能。2023年7月山東省能源局出臺《關于支持長時儲能試點應用的若干措施》，明確提出長時儲能可享受優先接入電網、優先租賃、容量補償標準、提高減免輸配電價等優惠政策。結合各地政策，2024年可重點關注壓縮空氣儲能、液流電池、儲熱等長時儲能技術。

　　短時高頻儲能技術包括飛輪儲能、超級電容、超導磁存儲等。新能源滲透率的不斷提高造成電網波動性增加，為了應對新能源的快速接入，保證電力系統的平衡，電力系統對瞬時調節的需求增加，具有快速調節能力的新型儲能技術成為電力系統解決功率平衡和系統穩定重要的調節手段。2022年3月，國家發展改革委、國家能源局印發了《“十四五”新型儲能發展實施方案》，首次明確“短時高頻儲能技術”應用路線，推動短時高頻儲能技術示范。同年，山西率先開通了一次調頻市場，此后，多地將一次調頻納入有償輔助服務補償范圍。在相關政策的支撐下，以飛輪儲能、超級電容為代表的技術市場將被進一步打開。

　　隨著各類新型儲能技術不斷突破，設備成本不斷下降，規模化應用進程將不斷加快。據中關村儲能產業技術聯盟統計，截止到2023年12月底，液流電池生產線(規劃/在建/投運)已超5吉瓦，涉及全釩液流電池、鐵鉻液流電池、鋅鐵液流電池、硫鐵液流電池、全鐵液流電池等多種技術路線;壓縮空氣儲能(規劃/在建/投運)項目已經超過25吉瓦，其中山東肥城國際首座300兆瓦先進壓縮空氣儲能示范電站倒送電一次成功，為壓縮空氣儲能下一階段的技術攻關及并網發電奠定了堅實的基礎。截至2023年年底，鈉離子電池產能已經超過10吉瓦時，規劃和在建產能達到了400吉瓦時。2023年年底，孚能科技與江鈴集團新能源汽車合作的首款鈉離子電池純電A00級車型正式下線，鈉電池技術開始產業化落地。在電力儲能領域的不斷示范驗證以及成本的不斷下降也證明，鈉離子電池是一個值得關注的技術路線。另外，飛輪儲能、超級電容多個新型儲能項目的成功投運，也將加速這兩種技術在電力系統中的應用。

　　成本待疏導 標準待更新

　　只有提升新型儲能電站收益，才能有效加快其商業化進程。在收益方面，需要完善現貨市場、輔助服務市場、容量市場等電力市場機制，拓寬儲能收益來源，同時逐漸提升儲能電站智能決策能力，使電站參與電力市場交易時，能更準確地制定交易策略，提高收益率。

　　2023年，新型儲能在成本疏導上實現了三大突破，這為2024年成本持續下降和商業化發展奠定了基礎。

　　一是市場機制的突破。2022年5月國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》提出，新型儲能可作為獨立主體參與輔助服務、中長期交易、現貨交易等，明確鼓勵新型儲能通過電力市場疏導成本。在輔助服務方面，以“誰受益，誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。在現貨市場方面，2023年多地陸續開展現貨市場長周期連續運行，其中山東、山西、甘肅、廣東已有獨立儲能項目參與現貨市場，多地持續優化現貨交易規則，允許獨立儲能通過“報量報價”和“報量不報價”兩種方式參與現貨市場，市場機制更加靈活。

　　二是價格機制上的突破。2023年5月，國家發展改革委發布《第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，對電價結構進行調整，在工商業用戶用電價格中，新設立了系統運行費用(包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等)，進一步推動輔助服務費用向用戶側傳導，儲能參與輔助服務市場的成本得以通過電價進行疏導，系統調節費的設立也為靈活性調節資源成本的疏導提供了合理出口。

　　三是抽水蓄能和火電容量電價機制上的突破。2023年年內，國家發展改革委陸續出臺《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》《關于建立煤電容量電價機制的通知》，核定了抽蓄電站、調峰火電站的容量價格，體現國家在新型電力系統建設中對靈活性調節資源的重視，以及對保障電力系統安全穩定運行的迫切需求。這對新型儲能容量電價機制的研究提供了參考和引導，也促使業界開始對新型儲能的容量價值進行積極評估。

　　在電力市場改革過渡期和儲能成本逐步下探的發展階段，有必要研究設計合理的價格機制，對新型儲能的容量價值進行合理補償。因此，應結合新型電力系統建設需求，結合不同應用場景下的市場機制建設，綜合考慮各類儲能技術特點、功能作用和服務價值，以“按效果付費”的基本原則，“同工同酬”地制定合理的成本疏導機制，推出可持續的商業模式，以形成合理預期，吸引社會資本進行布局。

　　標準制定關乎新型儲能的長遠發展。近幾年，在《關于加強儲能標準化工作的實施方案》《能源碳達峰碳中和標準化提升行動計劃》《新產業標準化領航工程實施方案(2023—2035年)》等相關政策的推動下，結合近幾年儲能示范項目的建設運行經驗，我國已初步形成了較為完善的、覆蓋儲能規劃、建設、并網、系統、子系統/零部件、梯次利用和回收的新型儲能標準體系。

　　目前，一些在國內發展迅速的項目亟需新標準，如百兆瓦級儲能電站、工商業儲能兩類項目的設計標準GB51048仍未發布。此外，與NFPA 855、UL 9540、UL 9540A等國際標準相比，國內標準在落地執行、驗證方法上仍有待完善，也有待獲得產業鏈從業人員的認可。

　　儲能產業鏈長、覆蓋專業廣、涉及的主管部門也較多，儲能標準的制定和管理需要相關主管部門集思廣益，調動產業鏈不同環節、不同專業的從業人員的積極主動性，科學合理地制定標準并形成有效銜接，以達到更好地推動儲能產業健康有序發展的效果。

　　文 | 《能源評論》雜志