根据国家能源局最新发布的数据，截至2023年底，我国新型储能项目的累计装机规模已经达到了3139万千瓦/6687万千瓦时，这一数字标志着我国在储能技术领域取得了显著的进步。平均储能时长为2.1小时，这一指标反映了储能系统的效率和实用性。
2023年，我国新型储能项目的新增装机规模约为2260万千瓦/4870万千瓦时，与2022年底相比，增长率超过了260%，这一增长速度令人瞩目，显示了我国在新型储能领域的快速发展和巨大潜力。
新型储能技术的快速发展，对于提高电力系统的灵活性和可靠性，促进可再生能源的大规模并网，以及推动能源结构的优化升级具有重要意义。目前，新型储能电站的建设仍在加速，这不仅有助于满足日益增长的能源需求，也是实现碳达峰和碳中和目标的重要途径。
建立保障盈利的长效机制
新型储能具有布置灵活性的特点，尤其是电化学储能具有模块化的特点，可以更广泛接入用户侧。但其成本不低，收益保障存在难度。
在收益保障较难这一点上，电力规划设计总院能源科技创新研究院院长助理董博表示：“全国各地陆续出台支持政策，包括容量租赁、电力现货、电力辅助服务、容量补偿等。目前国家还没有出台统一的政策，各地出台的政策可保障储能有一定的收益，但是想完全保障储能的收益目前来看难度比较大。并不是单一的政策能保障收益，一般都是采用一系列组合的政策来保障储能的部分收益。”
那么，储能收益受哪些因素影响?记者注意到，目前峰谷电价差是储能市场直接瞄准的收益空间。峰谷电价差和一天峰谷时段的多少对储能项目运营收益有着直接的影响。峰谷电价差较大、峰谷段数多，储能的经济效益就越好。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是开展用户侧储能的一个门槛。据统计，在今年4月陆续公布的全国各地电网企业代理购电价中，16省市峰谷电价差超过0.7元/千瓦时，但仍有很多地区的电价差都达不到门槛条件。
除此之外，储能收益与储能设备利用率直接相关，利用率越高，盈利能力就越强。据中国电力企业联合会3月27日发布的《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》，2023年电化学储能利用情况整体平均运行系数为0.13。其中，火电配储平均运行系数为0.48，新能源配储利用系数最低，仅为0.09。“调用情况整体来看并不是太好。”董博表示。
从投资角度来看，无论是测算下游储能项目的内部收益率，还是测算全寿命储能度电成本，其水平均较难达到多数市场化风险投资和私募股权机构的收益门槛。此类机构投资目前集中在需求较为确定、盈利前景较为清晰的储能产业链上中游，对下游储能运营项目的投资较少。
我国储能产业尚处于规模化发展初期，目前无法完全按照电力市场的机制实现储能的价值，需要以市场和政策支持的方式来共同实现。对此，中国电力企业联合会副秘书长兼标准化管理中心主任刘永东认为，在目前机制下，部分地方政府虽然有补贴，但随着储能规模的扩大，补贴难以持续，建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、辅助服务市场等机制尤为迫切。此外，鉴于新型储能与抽水蓄能在功能与价值的统一性，建议开展新型储能容量核定研究，科学合理确定新型储能容量核定规则，理顺各类灵活性电源电价机制，出台新型储能的容量电价或者容量补偿政策，推动各类灵活性资源合理竞争。
多应用场景发挥功效
事实上，储能拥有多重价值，除用户侧外，还包括电源侧和电网侧，不同的应用场景有着不同的价值。
在电源侧，一方面，在新能源场站配置储能，通过储能装置改善新能源场站运行特性，从而减少弃风弃光;另一方面，在火电厂配置储能，参与调峰调频辅助服务市场。在电网侧，需要有大量的储能资源提供调频调峰、系统备用和故障调节等公共服务。在用户侧，主要通过在低谷时段储存电能，在高峰时段释放供应用电设备使用，从而避免高峰用电时的用电峰值，减少对电网的负荷影响。
在国家能源局今年年初举行的新闻发布会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍2023年我国新型储能发展情况时表示：“新型储能在多应用场景发挥功效，有力支撑新型电力系统构建。”
据了解，多重功效体现在三个方面：
一是促进新能源开发消纳。截至2023年底，我国新能源配建储能装机规模约为1236万千瓦，主要分布在内蒙古、新疆、甘肃等新能源发展较快的省份。其中，内蒙古成为全国首个新能源装机超亿千瓦省份，正是以两个“新能源+储能”项目于4月1日并网作为标志。
二是提高系统安全稳定运行水平。截至2023年底，我国独立储能、共享储能装机规模达1539万千瓦，占比呈上升趋势，主要分布在山东、湖南、宁夏等系统调节需求较大的省份。
以江苏省容量最大的独立共享储能项目为例，江苏丰储20万千瓦/40万千瓦时储能电站于2023年11月29日并网。该储能项目为当地200万千瓦新能源提供配套支持，配置8个储能子系统，共80套储能单元，储能电池采用磷酸铁锂电池，储能系统中的电能经逆变升压后接入220千伏电网。值得一提的是，该储能电站以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。各新能源发电企业可通过租赁储能电站的方式来满足自身功能需求。该模式打破了储能站与发电站“1对1”的传统对应关系，转向“1对N”的关系。
三是服务用户灵活高效用能，广东、浙江等省份的工商业用户储能迅速发展。
浙江省可谓是我国工商业储能发展的“顶流”之一。《2024年全球储能行业趋势预测报告》显示，2023年全年，浙江省工商业储能备案项目数量超1100个，总规模超过1.9吉瓦/4.5吉瓦时。在商业模式方面，目前采用合同能源管理或融资租赁等模式的项目数量占比近九成，总容量规模占比超90%。目前，国内工商业储能市场仍处于早期阶段，由于投资成本相对较高，以及对项目运营不熟悉，以合同能源管理模式为主，由能源服务方(投资方)投资购买储能系统，按照事先约定的比例分享储能收益，业主只需要提供土地即可获得分成，能够有效规避风险。为缓解资金压力，“合同能源管理+融资租赁”模式逐渐流行起来。
储能规划需进一步宏观把控
为推动新型储能产业多元化高质量发展，多位业内专业学者均提到储能与系统规划相结合的重要性。
“立足储能在电力系统中的作用和定位，结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，以电力系统规划为龙头，有序引导建设节奏，避免资源重复配置。”刘永东表示，从优化电力系统运行、提高储能利用率等角度出发，应鼓励新能源场站以租赁独立储能部分容量的方式落实调节资源的要求，逐步扩大独立储能(共享储能)比例，提升调用友好性。
广东新型储能国家研究院有限公司负责人陈建福也认为，新型储能要想真正发挥价值，电网作为应用侧，应从规划、调度、运行、市场机制等方面持续发力，研究储能规模化、安全防控、优化调度运行等问题。无论是电源侧、电网侧还是用户侧，都应重视规划的作用，从需求出发，把规划搞清楚，这对储能发展意义重大。
“在储能规划方面，还需进一步从宏观上进行把控，特别是在大电网和配电网中配置储能的协调问题还需进一步研究，既要明确不同层面储能投资的主体功能，又要兼顾考虑储能对电力系统新能源消纳和安全稳定支撑的全局作用。”清华大学电机系长聘副教授、电力系统研究所副所长胡泽春表达了相同的观点。同时，他对近年来储能发展政策体系不断完善表示了认可：“体制机制在逐步建立，取得了明显的进步和成效。”
储能产业如初春天气般乍暖还寒，虽任重道远，但未来可期。刘永东表示，随着新型电力系统建设的不断推进，最终将建成以新型储能和抽水蓄能为主，多类型储能协同互补的储能体系，全面满足系统日内调节与短时支撑等方面的需求。
近年来，储能产业发展迅速，已成为全球能源转型的重要支柱。然而，储能产业仍然面临着诸多挑战，如技术瓶颈、市场规模、政策支持等。在这个过程中，中国政府和企业积极推动储能产业的发展，为实现全球能源转型做出了积极贡献。总之，虽然储能产业仍面临诸多挑战，但在新型电力系统建设、新型储能技术发展和政策支持等多方面的推动下，储能产业的未来充满希望。
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