2012年，我国电化学储能电站投运总能量只有0.2万千瓦时，至2018年这一数字提升至60.6万千瓦时，新型储能产业在发展初期一度增长缓慢。
近年来，随着“双碳”目标的提出及新型电力系统的加速构建，新型储能进入发展快车道。中国电力企业联合会统计数据显示，截至2023年6月底，全国累计投运电站699座，总功率1430万千瓦，总能量2877万千瓦时。而从现已公布的27个省份制定的“十四五”新型储能装机目标来看，到2025年新型储能总规模或将逼近8000万千瓦。
业内专家指出，作为能源行业重要支撑技术的新型储能产业，受利好政策支持，其商业模式日渐成熟、系统成本迅速降低，呈现出狂飙突进的发展态势。
利好政策密集出台 新型储能系统成本快速下降
近日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》）。《通知》强调了储能在现货市场的经营主体地位，鼓励储能等新型主体参与市场交易。
包括《通知》在内，据不完全统计，2023年上半年，国家层面出台涉及储能的政策近20项，内容涵盖储能示范应用、规范管理、电价改革以及多元化、智能化应用等方面。
中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻介绍，截至2023年7月，全国各地已发布1400余项储能政策，其中今年1-7月便发布321项，相当于去年全年总量，其中又以广东、浙江、山东、江苏等地所发政策最为集中。多地围绕产业高质量发展制定支持政策，加速储能产业化项目落地，推动强链补链延链建设。
储能产业的快速发展支撑系统成本得以加速下降。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，今年1-6月份，共追踪到338条中标信息，中标均价1.33元/瓦时，较去年全年均价水平下降14%，与今年1月相比下降25%。
另外，中国石油、南方电网、国家电投、中国华电、新华水电、国能信控等相继完成1560万千瓦时储能电芯/电池系统/储能系统集中采购开标，电芯报价区间0.44元/瓦时~0.68元/瓦时，储能系统出现低于1元/瓦时报价（全部为磷酸铁锂电池技术路线），意味着从发电侧到用电侧的锂电储能系统已具备大规模推广的经济性。
由于电化学储能的经济性增加，电化学储能投资主体呈现多元化发展趋势，其中发电集团投资规模和增速最高。相关数据表明，截至2022年底，发电央企、社会资本、电网公司、地方能源国企四类投资主体总计投运总能量占比分别为47.24%、41.10%、9.54%、2.12%。
电源侧储能发展尤其迅速 补偿机制作用凸显
根据国家电化学储能电站安全监测信息平台发布的信息，截至2022年底，我国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运总能量占比分别为48.4%、38.72%、12.88%，其中电源侧占比最高。电源侧储能常见的应用场景包括新能源配储、火电配储等。
中国电力企业联合会统计数据表明，截至2022年底，电源侧储能电站累计投运263座、装机397万千瓦/680万千瓦时，累计投运总能量同比增长131.81%。其中，新能源配储电站累计投运207座、装机282万千瓦/550万千瓦时，累计投运总能量同比增长150.15%。新能源配储电站累计投运总能量占电源侧比例超过80%，主要分布在山东、内蒙古、西藏、新疆、青海等新能源装机较高的省份。
自2021年以来，全国28个省份发布了新能源配储政策，其中23个省份明确新能源配置储能比例在5%-30%之间、储能时长1-4小时。浙江、青海、四川、重庆等11个省份发布了新能源配储补贴政策。补贴方式主要包括放电补贴、容量补贴、投资补贴。安徽、贵州、河南等12个省份发布了新能源配储参与辅助服务市场的政策，交易品种主要包括调峰、调频、备用等。
目前，新能源配储发展多受政策驱动，收益模式还没有完全成熟；另外，有些地方采取“一刀切”式的配置方式，未出台配套的具体使用和考核办法，储能与新能源还未实现协调优化运行。但随着《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求等逐渐落实，新能源配储能仍处于发展态势。
在火电配储方面，全国已有12个省份在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的内容。截至2022年底，火电配储电站累计投运49座、装机77万千瓦/64万千瓦时，累计投运总能量同比增长23.2%。其中广东、山东、江苏、山西的火电配储装机较高，占总能量的88.87%。2022年，全国火电配储运行较为充分，年运行小时数达2933小时。
目前，火电配储的政策支持主要为鼓励参与电力辅助服务市场。国家能源局此前公布的《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》等文件，为火电配储联调项目确立了补偿机制。山东、河南、甘肃、湖北等12个省份发布了关于火电机组参与电力辅助服务市场的政策，以鼓励提供调峰、调频等电力辅助服务为主。
记者获悉，尽管火电配储调频辅助服务市场空间较小，但因为火电调频市场补偿价格较高，加上在未来的发展中，煤电仍需承担电力安全稳定供应的兜底保障作用以及系统灵活调节的主体作用，火电配储仍被市场看好。
电网侧储能经济性不断提升 用户侧储能配置需求旺盛
电网侧储能通常是指服务电力系统运行，以协助电力调度机构向电网提供电力辅助服务、延缓或替代输变电设施升级改造等为主要目的建设的储能电站。常见的电网侧储能应用场景包括独立储能（包括共享储能等）、替代型储能（包括变电站、应急电源等）等。
中电联统计数据表明，截至2022年底，电网侧储能电站累计投运78座、装机244万千瓦/543万千瓦时，累计投运总能量同比增长165.87%。其中独立储能累计投运总能量，在电网侧储能电站累计投运总能量中占比近90%。
在独立储能方面，近年来全国已有约30个省（自治区、直辖市）发布了独立储能相关的支持政策，主要聚焦投资建设以及电站发展运营等方面。
独立储能发展走在全国前列的山东省为我国发展独立储能提供了一个样板。在经济性方面，山东规定了中长期市场储能的盈利模式，并通过政策引导形成了独立储能容量共享租赁、参与电力辅助服务、峰谷价差套利、容量补偿等多个收益模式，为全国其他地方发展独立储能提供了参考。
在替代型储能方面，截至2022年底，我国替代型储能电站累计投运14座、装机33万千瓦/58万千瓦时，累计投运总能量同比增长239.64%。全国已有约20个省份出台支持政策，提出在关键节点、电网末端及偏远地区等布局新型储能，发挥储能应急备用技术优势，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等，替代型储能的经济性不断提高。业内专家认为，在多种鼓励措施加持下，随着储能系统成本快速下降，必然带来电网替代型储能的增加。
用户侧储能是在用户内部场地或附近建设的储能设施。其中工商业、备用电源累计投运总能量占比分别为49.61%、48.06%。此前，江苏、浙江、广东、安徽等省份因峰谷价差较大，导致目前商业配储装机较高，占工商业配储总能量的92.33%。根据2023年5月各地电网代理购电价格统计，目前，我国最大峰谷价差超0.7元/千瓦时的省份已有17个。中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻据此认为，越来越多省份的工商业储能已具备了经济性。
业内专家表示，随着我国电力市场化改革的持续推进，考虑到高耗能用电成本的上升，以及第三产业、城乡居民用户用电量占比的不断提升，未来峰谷电价差有望进一步拉大或维持高位。此外，各地有序用电政策的出台，都将刺激工商业用户的电化学储能配置需求，用户侧储能拥有较为广阔的发展前景。
新型储能发展日新月异地，如何保证其健康发展？在近日举行的2023能源绿色低碳技术创新论坛上，新型电力系统仿真国家工程研究中心副主任、中国电科院电力系统碳中和研究中心主任易俊提出，为了真正发挥储能在新型电力系统中的作用，储能在发展方面上需要解决三个问题，一是精准划分储能类型，做好合理的规划布局。二是发挥多元储能与其他电源协同运行与调度支撑的作用，提升系统的安全水平。三是需要研究促进多元储能可持续发展的价值形成机制与政策机制。
