870万千瓦，这是截至2022年底，我国已投运新型储能项目累计装机规模，与2021年底的超过400万千瓦相比实现了翻番。当前，我国初步建立新型储能行业管理体系，地方政府和各类市场主体发展建设新型储能积极性高涨。但值得注意的是，行业整体还处于从研发示范向商业化初期过渡的阶段，部分储能项目“建而不用”问题待破解。业内人士建议，未来应优化储能配置和调运方式，完善市场机制，提升储能利用水平。

新型储能行业发展快速

2月14日，山东泰安，总投资15亿元的中储国能300MW压缩空气储能示范项目开工建设。肥城市把盐穴储能纳入为五大主导产业链条之一，正加速推进包括中储国能300MW在内的4个项目，建设千兆瓦级的盐穴储能调峰基地，助力泰安打造“储能之都”。

在“双碳”目标下，近两年我国新能源装机急剧增长，但风电、光伏发电存在间歇性、随机性、波动性特点，现有电力系统要接受和消纳大规模、高比例、波动性强的风电和光伏发电，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。

“较之于传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活、建设周期短、响应快速灵活、应用场景多元，与抽水蓄能可以形成优势互补，在不同的场景中解决新能源接入电力系统时带来的强随机性、高波动性等问题。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳近日表示。

根据各省级能源主管部门上报的数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。

“以锂离子电池为主，新型储能技术多元化发展态势明显。”刘亚芳表示，截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能占比2.0%、液流电池储能占比1.6%、铅酸（炭）电池储能占比1.7%、其他技术路线占比0.2%。

从2022年新增装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。

政策加码各方布局热情高

全国新型储能装机规模持续快速增长的背后，是政策、技术、资本的多方合力。

近一年多来，国家能源局会同国家发展改革委出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等一系列政策，开发建设全国新型储能大数据平台，初步建立了全国新型储能行业管理体系，统筹推动全国新型储能试点示范。目前，全国所有省（区、市）及新疆生产建设兵团均已不同程度开展新型储能发展政策研究。

技术突破和经济性提高，则为新型储能快速发展进一步创造了有利条件。近年来，国家新型储能技术发展速度不断提升，能量密度、功率密度和循环寿命大幅提升，安全防控技术和措施不断完善。

刘亚芳介绍说，储能用锂离子电池能量密度较10年前提高了一倍以上，功率密度提升约50%，目前已形成较完备的产业链；液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术发展迅速。尽管上游原材料价格快速增长，以锂离子电池为主流的储能电池系统成本仍呈下降趋势。新型储能行业整体处于从研发示范向商业化初期过渡的阶段，并逐步形成产业化体系。

在此背景之下，各地加大新型储能发展研究力度，制定专项规划或在相关能源规划中明确新型储能发展目标，通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。

中国电力企业联合会（下称“中电联”）此前发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

各种投资主体对于新型储能的投资也是热情高涨。据不完全统计，2023开年以来，储能行业迎来新一轮扩产高峰，产业链上下游近20家企业宣布最新储能项目建设规划。扩产企业中，电池企业和储能系统集成企业占比最多。

破解“建而不用”等难题

值得注意的是，受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，当前部分储能项目盈利水平不高，存在“建而不用”等问题。

中国光伏行业协会名誉理事长王勃华介绍说，近年来光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资者带来一定的负担。据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。

相关部门也已关注到这一问题。“光伏强制配套产业、配置储能现象仍时有发生，尤其是储能建而不用、光伏参与电力市场的收益风险加大等。”国家能源局新能源司副司长熊敏峰透露，国家能源局将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。

中电联统计与数据中心副主任蒋德斌认为，要因地制宜配置储能规模和型式，健全储能设施运行机制，建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。

加大科技创新与运维管理、完善市场机制也至关重要。蒋德斌建议，各地方按照相关政策要求，加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。