中国发展新型储能的必要性.docx

中国发展新型储能的必要性电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统,风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。1 .储能刚需截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%o至2060年，我国电力装机规模将达9095亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图2为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。图1:中国电力装机发展预测资料来源:国家能源局,长城证券研究院整理在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。2 .新型储能发展现状2.1、 装机情况截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约L8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%,其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%,占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%,折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。S8:使国分省储能累计装机情况江苏110.18广东81.96山东70.57青海45.96内霰古33.06湖南Hl32972776浙江20.66河北19.73一单位：万千瓦河南16.680204060801120看用*或；中关H储龌产殳技京家找、长城适鲁崎究改2.2、 技术发展现状新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热(冷)技术。本报告主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术，对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。技术原理。压缩空气储能(COInPreSSedAirEnergyStorage,简称CAES),是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放,然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统(即补燃式传统压缩空气储能)、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。先进绝热压缩空气储能系统(AA-CAES)在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。止匕外，有些AAYAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。2.2.1、 压缩空气储能压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%70%,系统成本降至Io(Xn500元kWh°“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至8001000元kWho技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站（100MW）,放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好,建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件（模具、铸件、管道、阀门、储罐等）的生产加工、装配、制造行业,属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求,对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备（压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等）设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元kW,能量成本约为100O-2500元/kWh,循环效率可达65-70%,运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。2.2.2、 液流电池液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。全机液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，仇的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质机的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。全机液流电池目前国内进展较快，5MW10MWh项目已安全稳定运行8年以上。200MW800MWh项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于kWMW级别的示范阶段。全机液流电池成本目前在25003500元/kWh区间。若考虑机电解液残值占原值的70%,以及8小时以上的长时储能，价格有望下降至800-1400元/kWh。但近一年来，五氧化二钢价格大幅上涨，使得其成本压力大增。锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全机电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全机液流电池，锌基液流电池（锌滨、锌铁、锌银、锌空气等），铁铭液流电池、全铁液流电池等等。相比全钢液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。五氧化二机和隔膜占据了原料成本的6080%。且随着储能时长增长，五氧化二钢成本所占比例逐渐增加。五氧化二钢市场目前是典型的现货市场，短期钢价波动会直接影响全机液流电池造价，因此,相对稳定的钢价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钢液流电池初始投入成本相对较高，但是全钢液流电池的电解液性能衰减较慢,通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钢的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。图11：怔第空气储能示意图上游中游VlM台金iUf±田懦机aAMMR的K室MM下游fftVlA公司及示范项目。全钢液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在2012年实施了当时全球最大规模的5三10MWh的辽宁卧牛石风电场全机液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是1015年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钢液流电池技术上的成熟性。此后，更多更大规模的全钢液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钢液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。大连国家示范项目、湖北全钢液流电池储能项目、大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复的首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，该电站为u200三800三h大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目，采用大连化物所自主研发的全机液流电池储能技术。一期工程100MW400MWh级全机液流电池储能电站于2022年已完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计今年将投入商业运行。国电投襄阳高新储能电站项目由国家电投湖北绿动中凯新能源有限公司在湖北襄阳高新区投资建设。于2021年8月29日开工，预计2022年前完工。其中，投资19亿元的100MW全机液流电池储能电站项目，建设用地面积约120亩，预计五年内全部达产后，共实现产值20.95亿元，税收5200万元。除全机液流电池外，目前我国也开展了其他类型液流电池的示范应用，但项目容量普遍较小，尚处于示范应用前期阶段。2.2.3、 钠离子电池钠离子电池具有理论成本低、特性与锂离子电池相近、安全性好等优点，适合在对成本要求苛刻的应用场景下替代成本较高的锂离子电池。钠离子电池的正负极材料所需资源在地壳储量丰富，分布均匀，且开采更加经济环保，被业界认为是比锂离子电池更具经济性的电池技术。目前钠离子电池技术主要分为三条路线，即层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物，三条路线均由行业龙头企业布局，均处于实验室向大规模产业化转化的阶段。目前我国在钠离子电池领域处于世界领先地位，中科海钠、宁德时代、立方新能源等企业均已实现钠离子电池的初步量产，并推出了成熟的产品线。性能参数方面，各领先钠离子电池生产商所开发产品的能量密度已超过140Whkg,仍在向锂离子电池当前水平靠近。在碳酸锂价格（当前价格50万元/吨）居高不下的今天，碳酸钠的价格始终维持在2000元/吨，电芯成本保持在0.40.5元/Wh,行业估计钠离子电池最终成本将比锂离子电池低2040%°钠离子电池在实验室环境下展现出了较高的安全性能，同时与锂离子电池工艺兼容，现有生产厂商转型更加容易。图12:压缩空气储能成本构成基建费用20%正极材料成本在电芯成本中占主导地位，参考2022年上半年数据，铜铁锦层状氧化物估计成本约为2.9万元/吨，银铁锦层状氧化物约为4.2万元/吨，普鲁土白类为2.22.6万元/吨。负极材料硬碳依据厂商供应链资源价格差别较大，在1020万元/吨不等，目前诸多厂商宣称硬碳成本有较大下降空间。电解液成本同样也是电池成本的重要组成部分，钠离子电池电解质盐一般为六氟磷酸钠（NaPF6）,参考目前碳酸钠0.3万元/吨的成本，电解液成本预计低于2万元/吨。钠离子电池正负极均可以使用铝箔作为集流体，目前价格在34万元/吨。2.2.4、 重力储能固体介质的重力储能是近期重力储能商业化的主要发展方向，水介质的新型重力储能技术尚停留在理论研究阶段，除传统抽蓄外的新型水介质重力储能目前尚未有商业化的产品。EnergyVault采用的提升砌块作为存储电能的方式已掌握较为成熟的技术，并已开始应用于小规模示范项目中，但尚未出现大规模应用，其技术成熟度有待示范项目的验证。若能有较成功的示范，砌块重力储能具有可扩展性高、度电成本较低的优势，在中长时储能中有相对广阔的应用前景。矿井重力储能利用废弃矿井进行能量存储，矿井高差通常比人工构筑物更大，如果将数百米深的废弃矿井利用部署重力储能，其储能效率和储能密度均能够超越以人工构筑高差部署重力储能的方式。2.2.5、 氢储能技术原理。氢储能属于化学储能，化学储能利用电能将低能物质转化为高能物质进行存储，从而实现储能。目前，常见的化学储能主要包括氢储能和将氢进一步合成燃料（甲烷、甲醇等）储能。这些储能载体本身是可以直接利用的燃料，因此，化学储能与前述其他电储能技术（输入、输出均为电能）存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等。长远看，可以这些储能载体性质稳定的特点，在需要时将其转化为电力系统的电能。目前，在化学储能技术中，氢储能相对成熟，依托电解水制氢设备和氢燃料电池（或掺氢燃气轮机）实现电能和氢能的相互转化。储能时，利用富余电能电解水制氢并存储，释能时，用氢燃料电池或氢发电机发电。氢储能需要完成电一氢一电的转换，涉及“制、储、运、用”四个环节，整个过程较为复杂。在制氢环节，电制氢技术包括碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜水电解（AEM）以及固体氧化物水电解（SOEC）四种。前三种为常温（6090°C）电解槽，SOEC为高温（6001000°C）电解槽。碱性电解槽利用在水中加入的碱性电解质增加水的导电性，提高电解效率。其结构简单、技术成熟、价格便宜，是目前主流的电解水制氢方法，缺点是效率较低,电解槽效率约为75%,系统效率为6070%,同时受限于隔膜机械强度,功率灵活调节速度有限。质子交换膜技术利用质子交换膜代替了原有的隔膜和电解质，由于质子交换膜薄且质子迁移速度快，能够明显减小电解槽的体积和电阻，使电解槽效率达到80%左右。由于目前质子交换膜价格较高，且被水浸润时酸性较强，电极只能采用耐酸的钳等贵金属，因此质子交换膜电解制氢成本相对昂贵o阴离子交换膜电解槽结构与质子交换膜电解槽类似，主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成，一般采用纯水或低浓度碱性溶液用作电解质。阴离子膜交换膜是AEM电解水系统中的重要组成部分，也是该技术与PEM技术最大的区别，其作用是将阴离子OH队阴极传导到阳极，同时阻隔气体和电子在电极间直接传递。固体氧化物电解槽技术利用固体氧化物作为电解质，在高温(60CnoO(TC)环境下，让水蒸气通过多孔的阴极，氢离子获得电子后成为氢气，氧离子通过固体氧化物在阳极失去电子成为氧气。由于高温环境下离子活性增强，因此其电解效率最高，可以达到90%。该方法还处于试验研究阶段。此外，还可以将绿氢通过合成氨工艺或氢制甲醇工艺转化为氨或甲醇进行储存，使用时再通过氨催化裂解和甲醇催化裂解制氢，或直接将氨、甲醇进行应用。液氨的沸点为-33.5,甲醇的沸点为-64.8,因此液化及储存成本远低于氢，另一方面氨和甲烷的合成及裂解技术成熟，只需针对可再生能源制氢工艺进行部分优化调整。更重要的是，合成甲醇所用二氧化碳可通过碳捕集技术（CCUS）获得，实现生产过程“负碳排”，在减碳角度具有较大优势。氢发电技术主要包括氢发电机和氢燃料电池两种。氢发电机主要以氢气（或与天然气的混合气）为燃料，利用内燃机原理，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动发电机产生电流输出。氢燃料电池是利用电解水的逆反应，把氢的化学能通过电化学反应直接转化为电能的发电装置。相比而言，燃料电池发电效率更高、噪声小、没有污染物排放且容易实现小型化，发展前景更加广阔。氢燃料电池主要分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池等类型。碱性燃料电池（AFC）是燃料电池系统中最早开发并获得成功应用的一种，通常以氢氧化钾作为电解质，多用于宇宙探测飞行等特殊用途的动力电源。质子交换膜燃料电池由质子交换膜、电催化剂、气体扩散层、双极板等部分组成，具有工作温度低、启动快、功率密度高等优势，是目前发展最快、在氢能汽车和氢能发电领域应用最广的燃料电池。固体氧化物燃料电池属于高温燃料电池,具有全固态电池结构，其综合效率高，对燃料的适应性广，适用于热电联供，目前研究的焦点在于电池结构的优化和制备技术的改进。明离子MMNa*:A-Htt（5内A）电子A-iE（n«a）IEiR中过；今存于价卷I正吸电解液负啜ISS三a-ft（池内部）I;IEttAtt（您*）;O"二丁'i;甲.技术优劣势。化学储能与前述其他电储能技术存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等，这些储能载体不必再转化为电力系统的电能，可以提高整体用能效率。若必须将氢、氨、甲烷再转化为电能，由于工艺链条较长，其能量利用效率较低，固定投资高，经济性较其他储能手段较差。化学储能更适合发电侧长周期、大容量过剩的应用场景，例如在水电的丰水期，大规模光伏项目的发电高峰等。由于可以持续将电能转化为氢、氨和甲醇等物质，在运输能力相匹配的前提下，化学储能在储能功率和储能容量上都有极为明显优势。氢或其他合成燃料是具有实体的物质，相对于直接储电，存储更容易实现。例如，氢的单位质量热值高达L4X108Jkg,储氢能量密度高，能够实现大规模储术成熟、成本低，在备用电源等应用场景仍占据一定市场份额。包括压缩空气、液流电池、重力储能、钠离子电池、氢（氨）储能等在内其他新型储能技术尚处于发展初期，“十四五”后三年的示范是否成功，是决定其未来发展前景的重要时间窗口。结合国家新型储能总体规划、各省新型储能规划以及锂电池以外其他新型储能示范项目意向签约情况和各类建设周期，我们给出了新型储能未来十年装机规模发展预测，中国未来十年新型储能装机规模将超过1.3亿千瓦。2022及2023年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会超过1200万千瓦，市场规模约为2021年的56倍。2024年及2025年，预计装机能量会稳定在10001200万千瓦之间，至2025年,预测的新型储能总体装机量中值约4800万千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约90%降低至80%附近。在几种新型储能当中，除氢（氨）储能属于超长时应用，发展相对较慢之外，其他几种储能技术的2022年至2025年的复合增长率均可能超过70%。其中重力储能的复合增长率最高，从当前的尚未完成示范，至“十四五”末期装机有望达140万千瓦。2025年压缩空气储能的装机绝对值最高，约280万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025年预期装机可达230万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约40%的复合增长率。2200万吨，我国储量仅约150万吨，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千瓦级的储能市场。2 .新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地；另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，项目落地困难重重。3 .新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线,储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制均不明确，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。图33:碱性水电解与PEM水电解主要成本比较碱性电解制氢主要成本分析电费成本水费成本设备折旧成本4 .新能源配置储能标准缺失，监管难度加大随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理,小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度,使得当前储能行业监管难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。5 .新型储能在国家法律层面的支持不够尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。自2010年中华人民共和国可再生能源法（修正案）提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在电力中长期交易市场规则等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征,储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。6 .新型储能产业发展的若干建议1 .尽快将电动汽车作为移动储能电站纳入新型储能范畴电动汽车不仅是交通工具，更是移动的储能工具，截止2022年6月，中国纯电动汽车保有量已超过810万辆，预期今年超过1000万辆，电动汽车未来在新型电力系统应用场景丰富，目前技术上已实现车网双向的电力充放。推动电动汽车作为移动储能工具纳入新型储能范畴，构建虚拟电厂参与新型电力系统，为电网提供削峰填谷等服务，将对保障电力系统稳定性、发挥电动汽车的储能价值产生重要意义。未来应从政策层面推动电动汽车电力反哺电网、电力实时结算等政策瓶颈，实现电动汽车储能效益。E¾固态餐离子电池结构示意2 .简化新型储能项目审批流程积极鼓励创新技术的试点示范。聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，开展重大科技创新、不同技术路线、不同场景和区域的试点示范，并加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估。对于通过试点示范项目取得预期成果或经权威专家组论证通过的重大创新技术，从金融、市场等方面给予进一步支持。政策保障试点示范项目顺利落地。充分认识新型储能在新型电力系统中的重要地位，将新型储能试点示范项目列入国家或地区重点支持的科研项目计划，特别是自主创新技术或首台套工程，开辟项目审批绿色通道或特事特办简化项目审批流程，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，大胆先行先试。支持新型储能相关的先进集成制造产业落地，培育和延伸新型储能上下游产业，推动全产业链发展。3 .加快建立新型储能价格机制，探索多元商业模式建立和完善新型储能价格机制。政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，为未来新型储能发展做好政策研究储备。在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快探索实施储能容量。电费机制。考虑增加新的辅助服务品种，结合实际情况探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立。强化新型储能独立市场主体地位。基于新型储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，以及应急供电保障和延缓输变电升级改造需求的能力，支持新型储能作为独立市场主体直接参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，使其能够在各类市场中进行灵活交易,充分发挥其灵活性和系统价值。创新商业模式。基于新型储能独立市场主体地位，推动发展规模化独立储能和共享储能，逐步取代新能源发电项目单独配套的储能项目，在条件具备的地区开展商业模式创新试点，结合不同技术路线和不同地区特点，从容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量电价补偿等方面探索新型储能项目的赢利模式,积极引导社会资本的投入，推动新型储能产业的可持续发展。管理部门和市场参与者，应有足够的信心和耐心，支持各种商业模式探索和发展。保来十年新型未来装机发展覆能(«»万千ID4 .因地制宜发展新型储能，分类制定各项标准因地制宜推动新型储能良性发展。各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。加快新型储能标准体系建设。基于新型储能技术仍普遍处于研发和示范的现实情况，技术标准仍有较大不确定性，应首先从安全性、稳定性、工作效率、环境友好性等方面建立新型储能的示范建设标准，并逐步完善各新型储能技术路线的技术标准，加快建立以储能全生命周期性能表现为核心的标准体系，并随行业发展更新迭代。5 .强化新型储能法律地位，加快推动中华人民共和国可再生能源法（修正案）修订推动新型储能立法保障。重视新型储能作为新兴主体在电力系统中的重要作用，以及新型储能缺乏高位阶、有效力法律规范的现实情况，加快推动中华人民共和国可再生能源法（修正案）的修订,从立法层面明确新型储能在实现“双碳”目标、能源转型和新型电力系统中的战略地位，对新型储能规划建设、投资运营、调用消纳、价格机制等内容提供法律依据和保障。持续完善新型储能相关政策。从推动行业快速发展和规范行业健康发展的角度，不断结合产业发展实际提供政策指导，从市场准入、审查批复、市场监管、激励政策等层面对现有储能政策进行进一步细化和完善。各省市根据自身特点，在国家宏观政策指导下提出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实，引导行业的良性可持续发展。