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我国新型储能规模化发展的现状、挑战和对策建议

摘要：2023年以来，我国新型储能装机容量爆发增长，技术路线多元发展，正迈入大规模发展阶段。当前处于规模化发展初期阶段，面临着发展方向尚不明确、规划运行不够科学、产业发展还存隐忧、市场机制仍难盈利等问题和挑战，亟需锚定方向、统筹谋划，从发展定位、规划运行、产业发展和市场机制等方面全方位推动我国新型储能高质量规模化发展。

新型储能是实现碳达峰碳中和战略目标、建设新型电力系统的重要支撑技术，是抢占未来发展机遇、推动经济绿色转型的战略性新兴产业。2023年以来，我国新型储能装机实现爆发式增长，多元化发展成效显著，从装机规模、技术路线、政策创新和商业模式四个方面看，我国新型储能受益于政策红利，已实现短期快速发展，正迈入规模化发展阶段，但也面临发展定位尚不明确、规划运行不够科学、产业发展还存隐忧、市场机制仍难盈利四重挑战，亟需分阶段锚定发展定位，差异化制定规划运行规范，跟踪示范、加强标准引导产业发展，创新机制、增量定制推动市场盈利，全方位推动我国新型储能行稳致远。

一、我国新型储能规模化发展的现状

2022年，我国已成为全球新增投运新型储能项目最多的国家，占全球新增项目的36%，远高于欧洲（26%）和美国（24%）[1]，2023年占比进一步提升。钠离子电池、液流电池、飞轮储能、重力储能、二氧化碳压缩空气储能等各种技术路线的新技术均在我国落地验证。较为成熟的储能用锂电池，我国2023年出货量（206000兆瓦时）已占全球总出货量的90%以上。同时，初步建立了电源侧、电网侧和用户侧等不同场景下的新型储能应用模式。综上，我国新型储能装机规模领先、技术路线多样、产业发展迅猛、应用场景全面，正迈向世界新型储能领域的大国。

（一）新型储能规模化发展局面初显

2023年，我国新型储能建设规模实现爆发式增长，全国已建成投运装机31390兆瓦/66870兆瓦时，较2022年增长超过260%，近十倍于“十三五”末装机规模；规划、在建、运行的新型储能项目达到2500个，较2022年增长46%，其中，百兆瓦级项目数量增速明显，投运100多个，规划、建设550多个，较2022年分别增长370%、41%[2]。国内现有规模最大的新型储能电站（200兆瓦/800兆瓦时）在新疆喀什投运，国家能源局新型储能试点示范项目65%以上为百兆瓦级，大容量新型储能项目成为常态。

（一）新型储能规模化发展局面初显

2023年，我国新型储能建设规模实现爆发式增长，全国已建成投运装机31390兆瓦/66870兆瓦时，较2022年增长超过260%，近十倍于“十三五”末装机规模；规划、在建、运行的新型储能项目达到2500个，较2022年增长46%，其中，百兆瓦级项目数量增速明显，投运100多个，规划、建设550多个，较2022年分别增长370%、41%[2]。国内现有规模最大的新型储能电站（200兆瓦/800兆瓦时）在新疆喀什投运，国家能源局新型储能试点示范项目65%以上为百兆瓦级，大容量新型储能项目成为常态。

（二）新型储能多元化技术路线齐放

新型储能按照技术路线可划分为电化学储能（锂离子电池、钠离子电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池等）、机械储能（压缩空气、液态空气、飞轮、重力储能等）、电磁储能（超级电容器、超导磁储能等）、化学储能（合成氢气、天然气等）、热（冷）储能（熔盐储热、冰蓄冷等）等几十种不同的储能技术（如图1）。2023年，全国已投运新型储能中锂离子电池占比97.4%，铅炭（酸）电池占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，飞轮等其他技术占比1.2%。全球首座非补燃盐穴压缩空气储能电站、百兆瓦先进压缩空气储能电站、百兆瓦全钒液流电站、商业化重力储能电站、商业化二氧化碳压缩储能电站，全球规模最大的非补燃压缩空气储能电站（300兆瓦/1500兆瓦时）、全钒液流储能电站（100兆瓦/500兆瓦时）、液态压缩空气储能电站（60兆瓦/60兆瓦时）、铅炭电池储能电站（100兆瓦/1061兆瓦时）等不同技术路线的“世界之最”项目均在我国开工、投运，我国已然成为全球新型储能技术落地验证的“热土”。图1新型储能技术路线图

（三）新型储能常态化政策创新频出

近年来，我国新型储能顶层设计不断加强。国家陆续印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源发〔2022〕209号），设计规划了新型储能的发展路线；《新型储能标准体系建设指南》（国标委联〔2023〕6号）的出台，进一步规范了相关技术要求；《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》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）发挥市场机制作用、完善电网调度方式