未来十年我国新型储能装机规模将超过13亿千瓦

“新型储能是构建新型电力系统的重要环节，是建设新型能源体系的重要支撑。未来，在以风电和光伏为发电主体的新型能源体系下，以锂离子电池为代表的新型储能将发挥不可替代的调节和支撑作用。”近日，由中国投资协会能源投资专委会出版的《零碳中国·新型储能》蓝皮书（以下简称“蓝皮书”）正式对外发布，蓝皮书介绍新型储能在未来中国新型电力系统中的重要地位和作用，分析当前行业发展面临的问题与挑战，针对性地提出解决方案和建议。

新型储能发挥重要的系统调节作用

在“双碳”目标的推动下，以风电和光伏发电为主的可再生能源已成为新型能源体系的重要组成部分，其间歇性和不稳定性特征为新型储能的发展带来前所未有的发展机遇。

截至2021年底，中国电力储能装机约4600万千瓦，相比2020年增长30%，占全球电力储能装机量的22%。2021年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%，折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。

“目前已有16个省公布了‘十四五’期间新型储能装机规划目标，总量已接近4800万千瓦”，蓝皮书指出，在示范项目方面，2022年，我国批准的新型储能示范项目数量和装机容量均大幅增加。

“未来10年，中国新型储能装机规模将超过13亿千瓦。”蓝皮书对新型储能装机规模也进行预测，2022年和2023年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场将会有爆发式增长，年装机均会超过1200万千瓦，市场规模约为2021年的5~6倍。2024年和2025年，预计新型储能装机容量将稳定在1000万~1200万千瓦之间。

在各储能技术的装机量划分方面蓝皮书进行了预测，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场份额会面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的挤压，在新增装机量中的占比以及累计装机量占比将会持续走低，从目前占比约90%降至80%左右。

“十五五”期间，新型储能总体装机增长预期较为确定，且随着技术成熟、产能释放，年新增装机量可接近2000万千瓦，至“十五五”末期，将达到约1.4亿干瓦。锂离子电池的新增和累计装机占比将进一步降低，至“十五五”末期累计装机占比将可能降至65%。

新型储能发展面临的问题

蓝皮书指出，目前所有新型储能技术都围绕提高安全性、降低成本、提升性能参数，以及增强环境友好性4个方向进行改进和发展，新型储能在快速发展的同时，也不得不面对发展中遇到的问题。

一是锂离子电池任重道远，动力电池需求旺盛，成本居高不下。与新型储能各技术路线相比，锂离子电池技术成熟度最高，应用也最广泛，但其度电储能成本仍在0.6元/千瓦时以上，1~2小时储能时长的小规模示范应用尚可依靠补贴和政策倾斜加以平衡，随着储能装机量的提升，2小时以上的长时储能需求量增大，将导致系统成本大幅增加。

二是新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重。示范项目代表创新技术的首次规模化实际应用，首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，地方政府和主管部门在项目审批过程中缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。

三是新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索。“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。

四是新能源配置储能标准缺失，监管难度加大。随着外界对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力。

五是新型储能在国家法律层面的支持不够。尽管近年来国家对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能，特别是新型储能的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。

新型储能产业发展建议

针对目前新型储能产业发展面临的问题，蓝皮书提出了加快产业发展的5项建议。一是尽快将电动汽车作为移动储能电站纳入新型储能范畴。未来应从政策层面推动电动汽车电力反哺电网、电力实时结算等政策出台。

二是简化新型储能项目审批流程。积极鼓励创新技术的试点示范。聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，开展重大科技创新、不同技术路线、不同场景和区域的试点示范，并加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估。对于通过试点示范项目取得预期成果或经权威专家组论证通过的重大创新技术，从金融和市场等方面给予进一步支持。

三是加快建立新型储能价格机制，探索多元商业模式建立和完善新型储能价格机制。政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，为未来新型储能发展做好政策研究储备。

四是因地制宜发展新型储能，分类制定各项标准。因地制宜推动新型储能良性发展。各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。

五是强化新型储能法律地位，推动新型储能立法保障。重视新型储能作为新兴主体在电力系统中的重要作用。持续完善新型储能相关政策。从推动行业快速发展和规范行业健康发展的角度，不断结合产业发展实际提供政策指导，从市场准入、审查批复、市场监管和激励政策等层面对现有储能政策进行进一步细化和完善。各省市根据自身特点，在国家宏观政策指导下提出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实，引导行业健康可持续发展。（杨   歌）