文/陈海生 中国能源研究会储能专委会主任委员、中国科学院工程热物理研究所所长/研究员)
2023年，无论是项目推进还是技术创新，新型储能都实现了快速发展。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能数据库的不完全统计，2023年，中国新增投运新型储能装机容量为21.5吉瓦/46.6吉瓦时，首次突破20吉瓦，三倍于2022年的水平，功率和能量规模同比增长均超150%。100余个百兆瓦级项目投运，同比增长370%;非锂储能技术应用逐渐突破，多种长时储能项目被纳入省级示范项目清单。储能系统中标均价持续下行，以锂电池为例，受上游原材料价格跌势和竞争加剧等因素影响，至2023年12月，锂电池价格跌至0.79元/瓦时，相比年初几近腰斩，并且出现过低于0.6元/瓦时的报价;市场参与主体在数量和类型上均有突破。
2024年，新型储能市场将延续高速发展态势，预计全年新增装机容量将超过35吉瓦，有望实现连续3年单年新增装机容量超过累计装机规模。国内储能技术快速发展，成本进一步下降，企业加速出海布局，但在贸易壁垒和国际标准方面面临挑战。
随着政策和规则不断完善，新型储能产品的经济性有望提升，商业模式更加成熟，储能电站的运营水平将不断提高。同时，产能或继续扩张，资金缺乏和技术积累不足的企业将面临更大压力。
产业链布局呈现三大特点
当前，新型储能在产业链布局上呈现以下三个特点：
一是新型储能各技术路线百花齐放。除锂电池外，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池等多项新型储能技术逐步从研发向示范和规模化应用发展。国家能源局2024年第1号公告《国家能源局综合司关于公示新型储能试点示范项目的通知》将“山东省肥城市300兆瓦/1800兆瓦时压缩空气储能示范项目”等56个项目列为新型储能试点示范项目，凸显了各项非锂新型储能技术产业化进程提速，尤其是长时储能的地位得到进一步提升。
二是锂电储能价格下降较快，行业存在产能过剩风险。2023年以来，电池级碳酸锂价格持续下行，年终均价已跌破10万元/吨;中游储能电池行业的平均产能利用率仅为50%左右;下游储能系统的中标规模为22.7吉瓦，同比增长257%，但中标均价持续下行，与2023 年年初相比几近腰斩。
三是在国内竞争加剧的背景下，企业加大海外布局力度。目前，海外部分区域市场盈利模式更为明晰，市场空间逐步释放，众多国内企业凭借技术优势和成本优势，纷纷开拓海外市场。值得注意的是，海外市场环境正逐步发生变化，部分国家出现“贸易保护”“产能本地化要求”等倾向，欧盟《新电池法案》、美国《通胀削减法案》等政策的影响进一步扩大。
>>2023年12月，工作人员在中关村国家自主创新示范区展示中心介绍展出的百兆瓦先进压缩空气储能技术——压缩空气储能沙盘模型。
2024年，非锂新型储能技术将得到市场的进一步验证，应用规模有望扩大，尤其是压缩空气储能、液流电池储能等长时储能的装机容量将呈现快速增长态势。锂电池产业链方面，300安时以上的大电芯将从设计走向应用，渗透率可能会逐步提高。预计上游材料环节，产能和价格竞争加剧将延续一段时间;下游领域，电站智能化运维和运营等优势将得到彰显。随着电芯、储能系统成本的下降，储能电站的投资收益率将有所改善。
两类技术路线值得关注
2024年，长时储能和短时高频储能两条技术路线值得关注。
长时储能可增加电力系统对稳定性的需求。随着新能源发电装机规模不断扩大，间歇性、不稳定性给调峰带来更大的压力。长时储能可凭借其长周期、大容量的特性，调节新能源发电波动，提高电力系统对新能源的消纳水平。压缩空气、液流电池、储热等长时规模储能技术的应用，将满足电力系统安全稳定运行的需求。
据中关村储能产业技术联盟统计，目前已经有新疆、甘肃、青海、西藏、内蒙古、河北等10个多省份明确提出在新能源场站配置4小时以上的长时储能。2023年7月山东省能源局出台《关于支持长时储能试点应用的若干措施》，明确提出长时储能可享受优先接入电网、优先租赁、容量补偿标准、提高减免输配电价等优惠政策。结合各地政策，2024年可重点关注压缩空气储能、液流电池、储热等长时储能技术。
短时高频储能技术包括飞轮储能、超级电容、超导磁存储等。新能源渗透率的不断提高造成电网波动性增加，为了应对新能源的快速接入，保证电力系统的平衡，电力系统对瞬时调节的需求增加，具有快速调节能力的新型储能技术成为电力系统解决功率平衡和系统稳定重要的调节手段。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，首次明确“短时高频储能技术”应用路线，推动短时高频储能技术示范。同年，山西率先开通了一次调频市场，此后，多地将一次调频纳入有偿辅助服务补偿范围。在相关政策的支撑下，以飞轮储能、超级电容为代表的技术市场将被进一步打开。
随着各类新型储能技术不断突破，设备成本不断下降，规模化应用进程将不断加快。据中关村储能产业技术联盟统计，截止到2023年12月底，液流电池生产线(规划/在建/投运)已超5吉瓦，涉及全钒液流电池、铁铬液流电池、锌铁液流电池、硫铁液流电池、全铁液流电池等多种技术路线;压缩空气储能(规划/在建/投运)项目已经超过25吉瓦，其中山东肥城国际首座300兆瓦先进压缩空气储能示范电站倒送电一次成功，为压缩空气储能下一阶段的技术攻关及并网发电奠定了坚实的基础。截至2023年年底，钠离子电池产能已经超过10吉瓦时，规划和在建产能达到了400吉瓦时。2023年年底，孚能科技与江铃集团新能源汽车合作的首款钠离子电池纯电A00级车型正式下线，钠电池技术开始产业化落地。在电力储能领域的不断示范验证以及成本的不断下降也证明，钠离子电池是一个值得关注的技术路线。另外，飞轮储能、超级电容多个新型储能项目的成功投运，也将加速这两种技术在电力系统中的应用。
成本待疏导标准待更新
只有提升新型储能电站收益，才能有效加快其商业化进程。在收益方面，需要完善现货市场、辅助服务市场、容量市场等电力市场机制，拓宽储能收益来源，同时逐渐提升储能电站智能决策能力，使电站参与电力市场交易时，能更准确地制定交易策略，提高收益率。
2023年，新型储能在成本疏导上实现了三大突破，这为2024年成本持续下降和商业化发展奠定了基础。
一是市场机制的突破。2022年5月国家发展改革委、国家能源局联合印发的《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》提出，新型储能可作为独立主体参与辅助服务、中长期交易、现货交易等，明确鼓励新型储能通过电力市场疏导成本。在辅助服务方面，以“谁受益，谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。在现货市场方面，2023年多地陆续开展现货市场长周期连续运行，其中山东、山西、甘肃、广东已有独立储能项目参与现货市场，多地持续优化现货交易规则，允许独立储能通过“报量报价”和“报量不报价”两种方式参与现货市场，市场机制更加灵活。
二是价格机制上的突破。2023年5月，国家发展改革委发布《第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，对电价结构进行调整，在工商业用户用电价格中，新设立了系统运行费用(包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等)，进一步推动辅助服务费用向用户侧传导，储能参与辅助服务市场的成本得以通过电价进行疏导，系统调节费的设立也为灵活性调节资源成本的疏导提供了合理出口。
三是抽水蓄能和火电容量电价机制上的突破。2023年年内，国家发展改革委陆续出台《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》，核定了抽蓄电站、调峰火电站的容量价格，体现国家在新型电力系统建设中对灵活性调节资源的重视，以及对保障电力系统安全稳定运行的迫切需求。这对新型储能容量电价机制的研究提供了参考和引导，也促使业界开始对新型储能的容量价值进行积极评估。
在电力市场改革过渡期和储能成本逐步下探的发展阶段，有必要研究设计合理的价格机制，对新型储能的容量价值进行合理补偿。因此，应结合新型电力系统建设需求，结合不同应用场景下的市场机制建设，综合考虑各类储能技术特点、功能作用和服务价值，以“按效果付费”的基本原则，“同工同酬”地制定合理的成本疏导机制，推出可持续的商业模式，以形成合理预期，吸引社会资本进行布局。
标准制定关乎新型储能的长远发展。近几年，在《关于加强储能标准化工作的实施方案》《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》《新产业标准化领航工程实施方案(2023—2035年)》等相关政策的推动下，结合近几年储能示范项目的建设运行经验，我国已初步形成了较为完善的、覆盖储能规划、建设、并网、系统、子系统/零部件、梯次利用和回收的新型储能标准体系。
目前，一些在国内发展迅速的项目亟需新标准，如百兆瓦级储能电站、工商业储能两类项目的设计标准GB51048仍未发布。此外，与NFPA 855、UL 9540、UL 9540A等国际标准相比，国内标准在落地执行、验证方法上仍有待完善，也有待获得产业链从业人员的认可。
储能产业链长、覆盖专业广、涉及的主管部门也较多，储能标准的制定和管理需要相关主管部门集思广益，调动产业链不同环节、不同专业的从业人员的积极主动性，科学合理地制定标准并形成有效衔接，以达到更好地推动储能产业健康有序发展的效果。
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