新型储能发展还需技术创新与市场机制并重

随着全球能源结构调整和低碳转型的推进，储能作为一种关键技术和重要手段，正成为推动清洁能源发展、提升能源利用效率的重要组成部分。

2024年上半年，中国储能市场持续保持着快速发展的势头，受益于政策扶持、技术创新及市场需求增长的多重因素，国内储能行业迎来了新的发展。

从装机规模来看，中国储能市场在24年上半年再创新高，储能项目装机共计14.40GW/35. 39GWh，已达到23年全年装机规模的69%。

其中，电网侧储能比例最高，以独立储能电站为主，台区储能等微电网项目总量较低但增速较高，电网侧储能共计占比63.3%；电源侧储能次之，风光配储为主，共计占比29.5%；用户侧以工商业储能为主，户储在国内应用有小比例提升，用户侧共计占比7.1%。

从地区分布来看，西北地区由于风光资源丰富，已成为我国新型储能发展最快的地区，投运新型储能装机占全国近三成。同时，随着电网侧储能电站的加快建设，浙江等省份的新型储能装机容量也迅速攀升。以浙江为例，今年上半年，浙江电网侧储能电站已并网26座，总容量达到182.8万千瓦/365.6万千瓦时，同比增长10.3倍，圆满完成了迎峰度夏新增新型储能目标任务。

尽管新型储能产业迎来了快速发展期，但盈利难题却如影随形。一方面，新型储能电站的建设和运营成本高昂，尤其是锂电池等关键材料的价格波动较大，导致储能项目的度电成本居高不下。另一方面，由于电力市场的机制尚不完善，储能电站的收益来源有限，主要依赖于政策补贴和电力市场的调峰收益。

从经济效益角度来看，电网侧储能的投资成本较高，回报周期较长。以浙江为例，虽然新型储能有20%容量补贴的政策支持，但要求充放电必须满600小时，这对于投资者来说就意味着较长的投资回收期。

电网侧储能的经济性受市场环境影响较大也是一种影响因素。例如，新能源场站和电网侧建设储能电站的积极性不高，因为单一侧建立储能电站的成本高且收益渠道单一，经济性不显著。

此外，由于储能电池的充放电效率逐年降低，且存在度电成本，仅靠政策补贴和电力市场的调峰收益难以覆盖全部成本。因此，一旦政策补贴“退坡”，新型储能产业将面临巨大的盈利压力。

为了破解新型储能产业的盈利难题，实现高质量发展，需要从技术创新和市场机制两个方面入手。

技术创新是新型储能产业高质量发展的核心驱动力。南方电网储能公司储能科研院负责人陈满提到，当前，技术经济性相对较好的锂离子电池的度电成本仍高于抽水蓄能成本；钠离子储能尚在产业化应用初期，原材料的成本优势有待产业规模化发展后方能显现；飞轮、重力等类型新型储能技术产业化程度低，技术经济性尚不可比。

近年来，我国新型储能技术不断创新，锂电池、钠离子电池、固态电池等电化学储能技术在能量密度、循环寿命、安全性能等方面均取得了显著进展。同时，液流电池、重力储能、氢储能等新型储能技术也在不断探索和应用中。

以液流电池为例，其安全性、低成本、使用寿命长、可回收利用等优点使其成为大规模长时储能的理想选择。恒安储能等企业在液流电池技术上的突破，不仅推动了新型储能技术的进步，也为产业的高质量发展提供了有力支撑。

市场机制是新型储能产业盈利的重要保障。我国电力市场改革不断深化，电力现货市场建设步伐加快。2023年，广东宝湖储能电站首次入市，在全国率先实现以“报量报价”方式参与现货市场交易。这标志着新型储能电站作为独立市场主体参与电力市场的路径已经打通。

值得关注的是，今年上半年以来，高层也已在加强政策端的支持，为行业释放利好信号。3月5日，国务院总理李强在十四届全国人大二次会议上，首次在政府工作报告中提出发展新型储能。随后的3月12日，北京市人民政府发布《北京市碳排放权交易管理办法》，用于管理北京市行政区域内开展的地方碳排放权交易及其监督管理活动。

未来，随着电力市场的不断完善和储能独立市场主体地位的确立，新型储能电站的收益来源将更加多元化。一方面，储能电站可以通过参与电力市场的调峰、调频等辅助服务获得收益；另一方面，随着电力现货市场的成熟，储能电站还可以通过买卖电力差价获得更大的经济收益。

“下一步，国家能源局将不断完善新型储能政策体系，鼓励科技创新，持续推动新型储能技术产业进步，不断引导各类储能科学配置和调度运用，支撑新型能源体系和新型电力系统建设。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示。