●我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新
●储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期
●要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛
随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。
技术“多点开花”
长时储能被寄予厚望
现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。2月13日举办的国家能源局例行新闻发布会上数据显示，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。
记者从中关村储能产业技术联盟（CNESA）了解到，从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1~2小时为主，4小时以上的项目开始增多，如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。
其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。
目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。
“在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。”中国能源研究会储能专委会主任陈海生说，要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。
“基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。”国家电网副总工程师兼国网能源研究院执行董事（院长）、党委书记欧阳昌裕指出，国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。
此外，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。
《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。
据不完全统计，2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。
业内专家预测，未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2~4小时逐步延长至6~8小时，新能源装机占比达到15%~20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。
据了解，在市场方面，截至2022年底，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩空气储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。
创新商业模式
期待市场机制改革再深化
业内人士普遍认为，目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。
对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。
记者从CNESA了解到，2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。
“目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。
据了解，现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。
“在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。”李臻认为，目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。
“当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。”清华大学电机系副教授钟海旺认为，要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。
值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。
未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？
“应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。”国网经济技术研究院新能源及综合能源技术中心项目处副处长原凯表示。
陈海生也建议，尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。
