“双碳”目标下的储能产业发展现状及展望

钟晨，陈思，黄晓夏

中国华能集团有限公司

引言

“双碳”目标提出以来，国家层面对碳达峰、碳中和的实现路径进行了一系列部署，国务院《2030 年前碳达峰行动方案》中提出，到2030 年，我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上[1]。“十四五”及以后，新能源将迎来跨越式发展，成为电能增量的主体，其装机占比和发电比例将得到大幅提升，大规模新能源发电的接入对现有电力系统的安全稳定运行将造成严峻的挑战。因此，构建“源-网-荷-储”一体化的新型电力系统，确保更大规模新能源得到充分利用和可靠保障迫在眉睫。

一、储能产业发展现状及应用情况

储能就是能量储存，是指通过介质或设备把能量储存起来，在需要的时候再释放出来的循环过程。按照能量转化机制的不同，储能技术分为物理储能( 抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等) 、电化学储能（锂电池、铅酸电池、钠离子电池、全钒液流电池等) 、热储能( 相变材料、熔融盐等)、电磁储能(超级电容器、超导储能等）以及化学储能（氢、甲烷、甲醇）等几大类[2]。目前应用最为广泛的是物理储能和电化学储能。我国储能产业发展历经了技术验证阶段、示范应用阶段、商业化初期，在经历了二十载的发展后，相关产业链和商业化模式日渐成熟，目前已经步入产业规模化发展阶段，正发展成为我国能源领域新的经济增长点。

从装机规模看，根据中关村储能产业技术联盟（以下简称CNESA）统计数据[3]，从全球市场看，储能装机规模从2016 年的168.7GW 增长至 2022 年的237.2GW，增幅达到40.6%，而我国储能市场发展更是迅速，在全球市场的装机占比从2016 年的14.4% 提升到了 2022 年的25.2%。截至2022 年底，我国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW，同比增长38%。其中，抽水蓄能占据最大比重，累计装机达46.1GW。新型储能（除抽水蓄能以外的以电化学储能为主的其他储能技术）累计装机规模为13.1GW。

从技术类型看，由于商业化较早、与传统电力系统深度结合，抽水蓄能在我国和全球的储能装机占比都位居第一，但由于受地理条件、机械损耗、投资回报周期等因素限制，发展速度放缓，装机占比从2017 年的99%降至2022 年的77.1%。同时，新型储能由于其自身灵活多样、适应性强等特点，无论是在电源侧、电网侧还是用户侧，优势更加明显[4]，截至2022 年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870 万千瓦。新型储能技术中，以锂离子电池为代表的电化学储能技术占据了主导，总装机中锂离子电池储能占比94%、铅蓄电池储能占比3.1%、压缩空气储能和飞轮储能占比1.6%、液流电池储能占比1.2%、超级电容占比0.1%。

从应用场景看，储能在电源侧、电网侧和用户侧均有应用。在源、网、荷侧，储能设备可通过发挥“调节器”“稳定器”作用，实现提高新能源消纳、加强电网安全稳定性、减少用电成本等不同功能。但是，据统计，近年来，在地方强制要求新能源场站配置储能的要求下，电源侧储能占据了储能装机总量的70%以上，不同侧储能装机呈现出明显的不平衡态势。

二、储能产业发展环境及面临挑战

（一）顶层设计持续完善

“十四五”是实现“双碳”目标的关键时期，为了进一步促进储能产业健康有序发展，国家出台多项政策，持续加强储能产业发展顶层设计和宏观政策引导。随着《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《抽水蓄能中长期发展规（2021-2035 年）》《“十四五”新型储能发展实施方案》等多项纲领性文件陆续出台，“十四五”期间储能产业发展规划和目标已经明确[4]：到2025 年，新型储能装机3000 万千瓦以上，抽水蓄能投产总规模6200 万千瓦以上，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件[5]；到2030 年，抽水蓄能投产总规模1.2 亿千瓦左右[6]，实现新型储能全面市场化发展目标，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求，成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑。

（二）大规模示范项目多点开花

近年来，在多项政策支持和企业持续发力下，各项储能技术的发展取得重大突破，储能市场需求旺盛，储能项目亮点纷呈。2022 年，带有“全球”“首个”“最大”标签的储能项目开工、投建、并网的消息不断涌现，涉及电化学储能、压缩空气储能、二氧化碳储能、熔盐储能、光（热）储多能互补一体化、钠离子储能电池等多个技术领域。储能示范项目多以独立储能或集中共享储能项目为主，项目规模百兆瓦级以上居多，技术路线丰富，投资建设主体多元化。随着大量储能示范项目的投运，也带动了相关产业链的多元化发展，前沿技术不断突破，市场机制逐步完善，商业模式更加成熟。

（三）产业发展面临诸多挑战

虽然储能近年来得到了爆发式发展，但在产业迅速发展的背后，依然存在不少亟待解决的行业痛点和难点，需要政策制定者与从业者共同突破。

储能安全事故频发。储能作为一项多学科交叉、多过程耦合的系统工程，热失控、漏电、过电、过流、泄压、施工安装、人为操作不当、次生灾害等都可能导致储能电站事故。据CNESA 不完全统计，从2011 年至今，全球储能安全事故共发生60 余起，储能安全问题已成为储能产业健康可持续发展必须要突破的瓶颈之一。

储能市场化收益模式有待探索。在发电侧，新能源配储能的收益主要来源于电能量转换与辅助服务，依靠减少弃风弃光获得收益有限，辅助服务市场产品单一，火储联合调频竞争激烈，价格变动风险大[7]。新能源配储存在利用率不高、盈利模式单一、增加经营压力、难以统一调度等诸多问题。在电网侧，新型储能项目投资收益渠道尚不明确，成本定价和参与电力市场的双重回收机制尚未建立。

储能标准化体系仍需健全完善。储能产业高速发展，技术更新迭代较快，应用不断创新，但产业标准化体系建设相对滞后。2023 年2 月，国家标准化管理委员会、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》[8]，将新型储能标准体系框架分为基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检修监测、运行维护、安全应急八个方面，共拟出台205 项新型储能标准，2023 年将制修订100 项以上新型储能重点标准。标准化体系的总体框架已经搭建好，但是，标准制定和完善是一个长期系统性工作，要构建适应技术创新趋势、满足产业发展需求、对标国际先进水平的新型储能标准体系，依然任重道远。

储能技术发展掣肘仍需突破。虽然近年来储能技术发展迅速，但仍有亟待突破的“卡脖子”难题，如大容量、长时间、跨季节调节的储能技术有待突破，关键材料、单元、模块、系统和回收技术等领域研究需要加强，各类新型电池技术及产品规模化应用需要加大研发力度。基于碳排放管理体系的电池碳足迹核算标准和方法也有待进一步探索。

三、储能产业发展建议及展望

展望未来，能源电力系统还将迎来更大规模、更大范围、更加全面的新能源接入，储能产业将迎来发展的黄金时期，为了更好地促进产业可持续健康发展，本文对储能产业发展规划及体制机制提出以下建议。

储能产业规划方面。虽然国家层面引领和支撑储能产业发展的政策频出，但仍需不断结合产业发展实际，从产业可持续发展的角度提供政策指导和支持，要从统筹布局、市场准入、审查批复、市场监管和激励手段等层面进一步细化和完善相关政策。要指导各地加强储能项目规划布局和调度运用，加强源侧、网侧和用户侧储能的统筹规划，形成源-网-荷侧储能的统一规划配置框架，推动全产业链协调发展。

储能商业模式方面。目前储能应用场景广泛、各种技术发展程度不一、总体成本相对较高，需要进一步探索可持续的商业模式。各类投资建设主体要结合储能的不同应用场景和成本收益，因地制宜，以效益为导向选择新能源配储、独立储能或者租赁储能等商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。

储能技术应用方面。储能技术应用要围绕提高安全性、降本增效以及环境友好三个方向进行改进和提升。要支持和鼓励国有企业、民营企业、科研机构等多种主体加大储能技术研发创新力度，发挥行业领军企业作用，合力开展关键核心技术联合攻关，形成产学研深度融合的储能技术创新体系。同时，加强储能支撑多领域减碳作用的研究，充分发挥储能在新能源、能源、交通、建筑等领域支撑减碳的价值，研究储能参与碳交易的方式，争取各领域减碳政策红利。

四、结束语

在碳达峰、碳中和的目标驱动下，以构建新型电力系统为目标的电力行业革命正加速推进，而作为新型电力系统的重要支撑和关键环节，储能产业将迎来更为广阔的发展前景，也面临着商业化、规模化发展带来的诸多挑战。产业的健康发展需要政府的有效指导规划和电源、电网、用户等产业链各方的共同努力，通过加快构建新型储能市场化发展的体制机制，完善各项产业标准和流程体系，全方位、全链条、多层次、宽领域地加快产业技术创新和管理创新，促进储能技术在电力系统各环节广泛应用，构建可持续的、良性发展的储能产业体系。