不同于前几年市场对新型储能前景的过度乐观，经过几年落地实践，储能项目建而不用、作用有限的现实落差，难免会影响市场的投资热情。由此，引发行业的冷静思考——新型储能是否是新型电力系统的必需品？若不能叫停，又该如何找到自身的价值，实现长期发展？

市场繁荣

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢储能等。近年来，在推进碳达峰碳中和目标下，新型储能被认为是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，出现了爆发式增长。

其中，锂离子电池因高能量密度、长寿命、快速响应等特点，是目前市场应用最广、技术成熟度最高的储能技术。数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机22.60GW/48.70GWh，较2022年底增长超过260%。锂离子电池储能占据97%以上的市场份额。

2023年，我国新增新型储能在电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为41%、56%和3%。国央企是新能源产业发展的国家队，也是新型储能项目采购的主力军。2023年我国新增投运新型储能装机top10采购单位规模合计占比达90%，就以“五大六小、两网、两建”为主。

“若叫停锂电储能项目，可能符合部分发电企业个体利益，但对行业而言将是一场毁灭性打击。”某储能系统集成商有关人士向《中国能源报》记者表示，最近在忙着新年工作部署，从目前市场情况来看，项目招标、工程建设仍在有序推进中。

新型储能产业正常运作，可以从国央企采购招标中得到佐证。比如，1月16日，大唐集团2024年度2GWh磷酸铁锂电池储能系统框架采购项目开标，吸引了49家企业参与投标，平均报价0.683元/Wh。

新型储能不仅是一个个项目，已然成为各地经济发展的新动能。近期各省（区市）陆续召开2024年经济工作会议，新型储能多次被重点提及。比如，河北提出，积极推动抽水蓄能电站项目、新型储能示范项目建设；安徽提出，大力培育先进光伏和新型储能、新材料等战略性新兴产业；山西则表示，积极发展风电光伏、抽水蓄能和新型储能，推动煤电和新能源优化组合。

作用有限

在某种程度上，叫停储能项目的传言反映了部分企业心声。上述央企人士称，“这些年一直都是能拖就拖、能不建就不建。以前的储能项目不多，还能勉强配上，但现在各方面的压力都很大。”

传言背后的逻辑值得深思。

新型储能蓬勃发展，并不是市场驱动的结果。目前，我国有20多个省份发布了新能源配备5%—40%储能的相关政策文件，时长为1—4小时，并将其作为新能源并网或核准的前置条件。而配建储能的成本主要由发电侧承担。

据记者了解，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。

耗费重金配置的储能，却不能解决新能源随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行带来的挑战。中国电力企业联合会发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到电站设计利用小时数的34%。

“只相当于用几个矿泉水桶来储存长江水，没有起到什么作用。”中国工程院院士刘吉臻曾公开指出，对储能一定要有清醒的认识——在以新能源为主体的能源系统中，储能可以发挥作用，但十分有限。

“中国2022年风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%，如果储能要解决弃电问题，需要从风电和光伏4%及2%不到的弃电里寻找生存空间，这非常困难。”南方电网专家委员会专职委员郑耀东也曾公开指出，新疆新能源利用率从2016年的63%到现在96%以上，依靠的并非是储能，而是调度管理的优化。“对于电力系统而言，储能只是一种调节手段，永远不会成为电力系统的‘第四只脚’。”

发展需求可预见

国家发改委、能源局在2021年发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦（30GW））以上。而2023年年底，我国已投运新型储能累计装机达34.5GW。从数据来看，我国新型储能已提前两年完成了目标任务。

作用有限且已完成目标，惯性发展的新型储能是否需要慢一点、缓一缓？

“新能源配储的执行和延续是一项复杂课题，涉及诸多因素和利益纠结。”华北电力大学教授郑华向《中国能源报》记者表示，短期来看，新型储能发展速度很难放缓。考虑到电力现货市场的进展、电力保供、国际竞争等因素，未来部分区域的新型储能装机规模还将加速提升。

新型储能的发展与新能源增长态势紧密相关。日前召开的全国能源工作会议预测，2024全年全国风电光伏新增装机2亿千瓦左右, 较去年1.6亿千瓦的目标提升了25%。

“考虑新能源年均新增1亿千瓦到2亿千瓦规模的连带效应，按照最低配比10%计算，未来新型储能规模仍将保持较快速度增长，年均1000万—2000万千瓦，甚至更高。”国网能源院研究院能源战略与规划研究所高级工程师张晋芳向《中国能源报》记者指出，要科学地看待新型储能作用发挥，认识到短时储能在“保供应”“促消纳”存在的边际效应递减现象，要加大力度推动长时储能早日获得突破，在精准化合理化配置多元储能基础上，解决新能源在更高比例发展阶段中出现的不同时间尺度平衡问题。

“储能不是万能的，要结合具体地区供需特性、应用场景等情况理性看待其作用与价值。但更要防止在市场机制不完善、成本疏导不通畅等多种因素交叠作用下形成的储能无用论。”郑华进一步指出，新型电力系统的发展目标与趋势是确定的，高占比或高渗透率的新能源是发展的必然，新型储能的未来需求是可预见的，这也是各国争先恐后地发展新型储能技术的根本驱动力。

增收是关键

如何更好地“活下去”，成为新型储能的现实诉求。

谁受益、谁买单，新型储能最终将通过市场来获得收益，已取得广泛共识。目前，新型储能均以参与调峰、调频辅助服务市场为主，个别省份在中长期市场和现货市场进行了探索。其市场方式或交易品种存在差异，电源侧，新能源配储或将支撑新能源全面参与市场的关键方式、火电配储参与调频辅助服务市场；电网侧独立储能在不同省区分别允许参与调峰、调频、一次调频、省内备用以及跨省备用等服务市场，个别省份，如山东、山西允许独立储能以“报量不报价”等灵活方式参与现货市场，另外湖南在全国率先推动储能容量交易试点方案，支持独立储能进入容量租赁市场；用户侧储能特别是工商业储能配置需求与峰谷价差关系紧密。

“整体来看，新型储能参与电力市场的交易品种尚为单一，处于盈亏平衡或微利水平。”张晋芳指出，电力市场价格机制还不完善，部分省份的新型储能参与现货市场购售价差低于新型储能盈亏平衡点。电网侧储能方面，支持政策不健全，相对电源侧、用户侧而言，电网侧替代型储能亟待明确成本收回机制、认定程序、核价方式等关键问题。

“新型储能参与电力市场的机制多停留在‘征求意见’，甚至搁置状态，实操的并不多。”郑华进一步指出，除了机制上的不协调与落地等问题之外，新型储能自身的一些技术问题也亟需引起重视，比如可用调度容量认定、循环寿命认定、厂用电基准等。新型储能盈利，应当回归到灵活性资源统筹协同规划与机制设计上，“因噎废食”不可取，也要回归到“真需求”。

张晋芳建议，一方面，持续完善市场交易机制，推动新型储能与新能源打捆等方式参与中长期交易，鼓励签订尖峰和低谷时段市场合约，同时引入有偿一次调频、惯量、爬坡等新交易品种，不断提升新型储能参与市场力度，发挥多重价值作用提高收益；另一方面，不断优化价格机制，合理扩大现货市场限价范围，提高调峰辅助服务市场补偿标准，完善“按效果付费”辅助服务补偿机制，持续拉大峰谷价差，出台电网侧替代型储能纳入输配电价核价范围实施细则，明确认定标准、认定程序并监督监管实施成效。