新储能未来将走向何方

周蕊

新型儲能作为新型电力系统建设重要组成部分，储能核心技术自主可控，市场机制、商业模式成熟，业务需求广大，新型储能行业已经具备规模化推广发展的条件。

安全、绿色、高效的新型储能完美符合“碳达峰、碳中和”的双碳目标的发展需求，有效提高新能源电力消纳水平，推动源网荷储多端应用场景建设和多时间维度协调应用，有效支撑智能新能源微电网建设和智慧减碳虚拟电厂等示范项目，推动柔性电网建设。到2030年，国内新型储能总投资规模将近9000亿元，市场空间巨大。挑战与机遇并存，诸多行业迎来前所未有的发展机会。全国新型储能在装机规模、建设热度不断攀升的同时，完善的商业模式成为制约新型储能盈利的关键问题，无论参与服务电力市场削峰填谷还是可再生能源配套储能都难以满足储能项目运营盈利的强烈要求。应探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，例如建立共享储能“多充多放”，提高储能电站利用率，通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，进行“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，优化储能盈利空间。

一方面需要因地制宜地制定储能发展战略，另一方面推陈出新，加快新一代储能科学技术升级降本。各地政府应积极引导新型储能进入建筑、交通、智慧城市、乡村振兴、清洁供暖、跨季节蓄冷蓄热、基础设施建设等领域，但不应该照本宣科，而应根据自身资源合理制定产业发展战略。2022年我国新型储能新增物理储能装机规模分别为：蓄热蓄冷新增装机容量69.6MW， 压缩空气储能新增装机容量115MW， 飞轮储能新增装机容量17.4MW；化学储能新增装机规模分别为：锂离子电池储能新增装机容量5.4GW，占电化学储能比例高达96.4%，液流电池储能累计投运装机容量132.2MW，占新增储能装机总量的0.6%。新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%，同时还需要发展压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮、热（冷）储能等不同技术路线，完善储能应用模式。

各级政府首先应根据本地区的储能需求和资源禀赋，制定符合本地区的新型储能支持政策，建立健全新型储能标准体系，完善管理体系、交易体系、质量控制体系等。通过政策引导和技术创新，为清洁能源转型和可持续发展做出贡献。其次应加强学科建设和人才培养，逐步完善新型储能技术人才培养专业学科体系，深化新型储能专业人才和复合型人才培养。最后应强化技术攻关和示范应用，加强储能材料、关键技术装备研发，推动储能技术进步和成本下降，进一步完善储能产业链。

在我看来，新储能的崛起就在当下。