放眼世界，储能正成为多个国家能源转型进程中的关键技术之一。根据中关村储能产业技术联盟的统计，2021年全球新增投运电力储能项目装机规模达到18.3吉瓦，同比增长185%，其中新型储能的新增投运规模达到10.2吉瓦，同比增长117%。

聚焦国内，中国的储能市场于2021年进入真正的规模化发展阶段。2021年，新增投运电力储能项目装机规模达到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%;新型储能新增规模2.4吉瓦，同比增长54%。

新能源发电的大规模并网带来不同时间尺度的电力供需平衡问题，新型储能可促进新能源规模化、高质量发展，助力实现“双碳”目标。作为能源革命核心技术和战略高地，它有望形成一个技术含量高、增长潜力大的全新产业，成为新的经济增长点。

根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》的测算，保守场景下，2026年我国新型储能总装机规模将达48.5吉瓦;理想场景下，2026年我国新型储能市场总装机规模将达79.5吉瓦。

储能技术能否在电力系统中得到推广应用，取决于其是否能够达到一定的规模量级、是否具备适合工程化应用的设备形态，以及是否具有较高的安全可靠性和技术经济性。

破解新能源消纳难，储能发挥着重要作用，在现有技术条件下，储能还需在商业模式和安全保障方面下功夫。

多场景下的商业探索

“双碳”目标提出后，国家对储能产业的支持力度之大前所未有。

2021年，从中央到地方，各级政府出台了300余项与储能相关的政策。2022年3月，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能实施方案》，这是今年首个国家级新型储能重磅文件，明确了我国新型储能规模化发展的实施路径，推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。

国家层面政策力度空前，省级层面也发布了措施，鼓励或强制新能源企业配建一定比例的储能，以驱动储能产业发展。但若不解决商业模式的问题，储能政策的预期效果就会大打折扣。

储能规模化发展的关键在商业模式。当下，一些本质问题并没有解决，比如储能项目系统价值如何认定、成本又该怎么疏导。

新能源配储方面，以光伏电站为例，目前政策要求配备一定比例的储能，随着配储比例的升高，企业内部收益率会持续下降，加重平价新能源的成本，打击企业发展的积极性。部分企业为了减轻储能投资带来的成本负担，会选择不太好的电池，这又会带来安全隐患。

独立储能的商业化也遭遇一些现实难题。目前山东有一批示范项目正从容量电价、现货市场、新能源场站租赁费等三方面探索多重收益模式。理想情况下，独立储能的内部收益率能达到6%～7%，投资人能够在11年左右收回成本。但是目前的风险在于，其容量指标不能100%租赁出去，这给项目投资带来很大不确定性。

用户侧储能情况则较为复杂，不同用户的用电负荷曲线不一样，不同项目的风险点也不一样。目前用户侧储能项目主要是盈利模式单一、不可预见的成本高等问题。

国外针对储能应用场景的一些市场机制，或可为我国储能市场发展提供一些参考。

以现货市场为例，2020年澳大利亚电力现货市场出现3000多次负电价，2020～2021年度其现货市场“天花板价格”约为71元/千瓦时，“地板价”约为-4.7元/千瓦时，负电价和价差收益成为近两年来澳大利亚储能产业收益的重要部分。就结算机制而言，澳大利亚电力现货市场此前结算窗口是30分钟，2021年改成5分钟，在其他调度策略不变的情况下，仅结算机制的改变就给其储能产业增加了40万澳元的收益。如此看来，市场规则设计对于储能是否能在电力市场当中生存、生存得好不好，至关重要。

储能产业要实现商业化发展，需要从政策机制和市场规则入手。

一是应尽快建立能够反映电力稀缺属性的电价机制或现货市场机制。在我国电力市场，假设储能系统成本在1800元/千瓦时左右，按每天两充两放、600次/年测算，综合多种因素，充放电价差至少需要达到0.7元，投资人才能在10年左右收回成本。而从最近半年来看，确实有很多省份的充放电价差达到0.7元以上，但目前在向现货市场过渡的过程中，业界希望，随着可再生能源比例的增加，电力现货市场上下限的价格差可以设置得更大一些，更好地反映电力的时空价值。

二是随着可再生能源消费占比的提高，市场可根据未来新型电力系统的需要适时考虑增加新的辅助服务品种。国外辅助服务品种尤其是调频品种分类详细，为储能选择合适的品种提供服务创造了条件，有些国家的细分品种里，比如英国的增强型频率响应服务(EFR)、动态遏制辅助服务(DC)等，都是百分百的储能资源。目前我国各地辅助服务市场运营交易规则中，均鼓励储能参与调峰、调频市场，但随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，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，细化调频品种，为快速调节资源提供稳定的市场参与空间。

三是建立储能服务的成本疏导机制。国外辅助服务市场成本已经根据细分服务类别疏导至“引发者”、发电商、用户。目前我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，其系统性收益尚未得到详细且明晰的评估，成本也未疏导至“引发者”或受益主体，导致政策的有效性和可持续性较差。

四是秉持“同工同酬”的原则，对能够提供与抽水蓄能、燃气机组同样服务且与二者的容量可用性一致的新型储能项目，应该提供同等的容量电价补偿;对于不能发挥同样功能的新型储能项目，可以在补偿力度上进行削减。

五是针对提供保障电网安全的储能资产，进行系统性成本与效益评估，并依据评估结果考虑是否将其纳入输配电价。

技术约束下的安全改进

储能技术努力的方向主要有二。

一是从电力系统角度，针对目前所需的长时储能进行研发和创新。比如压缩空气、液流、重力储能等，都是目前国内外比较受追捧的长时储能技术，尚在示范阶段和降成本的探索中。

二是解决目前锂电池的安全性和资源限制的问题。这个方向之下有固态电池、钠电池、水系电池等技术，均在探索中。

新型电力系统需要大规模、高安全性、低成本的储能技术，而在目前各类新型储能技术路线中，尚无一种能达到此要求。

在技术研究没有取得进一步突破前，储能系统可以通过综合措施来降低风险，加强储能系统的安全性。一是做好系统设计，采用符合电力储能特定要求的系统、零部件和电池，以确保储能本体的安全。二是做好监控预警、建筑消防设计和防护措施，搭建储能系统的另一道屏障。三是针对锂电池火灾特性，要能够做到分级预警和逐级处理，建立相应的安全防线。

在储能安全管理和监督上，一是要强化储能电站安全风险源头管控，二是要树立储能电站安全系统化和精细化管控意识，三是需要政府各部门协同管控的相关机制。

近期锂电池原材料价格虽出现顶部回落但仍处在高位，给产业链成本控制带来一定的风险。未来控制锂电池产业链成本的途径包括：加强国内企业对全球锂矿的布局;提高原材料的产值规模;提高原材料提取、加工等工艺水平，降低成本;提高电池产品线的良品率;加强关键材料循环再利用等。

从国内外过去10年的实际运作来看，安全风险是影响储能项目投资收益的最大因素。安全风险可以通过保险的方式予以分担。在国际市场中，储能相关保险机制已经非常完备。国内市场上尚无健全的保险及赔付体系来降低储能投资风险。业内可与金融机构合作，加快推进储能相关保险品种的推出。