在各种储能技术飞速发展的同时，新型储能商业模式也找到了新的路径。

在“双碳”目标推动下，能源行业正面临新的变革，作为行业重要一环的储能温控，也迎来了高速发展期。

中关村储能产业技术联盟(CNESA) 数据显示，2021年以前全球每年的储能项目新增装机规模基本维持在6HW左右，而2021年新增装机达到18.3GW，同比增长181.54%，其中以锂离子电池为代表的新型储能是储能装机的主要增量。同时，根据CNESA数据，2021年全球新型储能新增装机达10.24GW，同比增长82.8%，2016—2021年的年平均复合增长率达到69.11%。就国内而言，2022年国内新型储能新增装机6.90GW，同比增长182.07%，累计装机达到12.70GW。

“新型储能”指的是除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气等。这些储能技术，包括比较成熟的锂电储能，也都是各有各的优势，同时也各有各的局限性。对于电力系统来说，新型储能不但可以提升电力系统的调节能力，还可以保障电力系统的安全运行。通俗理解，新型储能就像是一个“充电宝”，在用电低谷时“充电”，在用电高峰时“放电”。随着波动性、间歇性的新能源电力不断增长，“充电宝”的作用日趋明显，与此同时，新能源“充电宝”的选项，也逐渐多样化。

那么，新型储能“家族”中成员分布情况如何呢?最新发布的《中国新型储能发展报告2023》提到，在已投产的新型储能装机中，锂离子电池储能仍占主导地位，占比约94.5%。2022年新增装机中，压缩空气储能、液流电池储能发展提速，占比分别达到3.4%、2.3%。此外，钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等新技术陆续开展示范应用，我国新型储能技术呈现多元化发展趋势。

电化学储能“一枝独秀”

虽然新型储能逐渐步入规模化发展阶段，多元化趋势也逐渐显现，但目前来看，新型储能领域仍呈现电化学储能“一枝独秀”的现状，其他新型储能则受到市场和资本冷遇。顾名思义，电化学储能是指利用化学元素做储能介质的各种二次电池储能，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化。主要包括铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等。目前以锂电池和铅蓄电池为主。

中国科学技术大学教授、欧盟科学院院士孙金华曾表示，在“双碳”国家战略目标和新能源革命的大背景下，大力发展电化学储能的趋势不可逆转。

电化学储能何以能“一枝独秀”?电池的成本经过长时间的积累和科技创新，是推动电化学储能相较于其他新型储能更快发展的一大原因。此外，全球电池行业高速发展，在高需求的环境下，电池行业也迎来自己的黄金时代。“电化学储能拥有更高的能量密度，产业链配套更加成熟。” 在厦门科华数能科技有限公司常务副总裁崔剑看来，其他新型储能受市场和资本冷遇的原因在于，在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率及选址要求上，电化学储能更具优势，具有高度的灵活性、安全性和性价比。

近日，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，对新型储能技术的开发和应用提供了指导。《蓝皮书》明确，打造“新能源+”模式，加快提升新能源可靠替代能力，深度融合长时间尺度新能源资源评估和功率预测、智慧调控、新型储能等技术应用。业内人士分析称，短期更看好电化学储能技术的发展，可以进一步细分为锂电池储能、钠电池储能、液流电池储能等，从目前的发展现状对比来看，电化学储能是在安全性、能量密度、成本、发展路径等方面性价比最高的技术方向。华电国际相关负责人也表示，公司目前正在积极推进多个涉及新型储能业务的项目，有几项在做前期准备，已经投产的一项为锂电类项目。此外，甘肃电化学储能并网规模持续高速增长，五月底，甘肃电网储能并网容量突破百万千瓦，达到101万千瓦/214万千瓦时;几乎同期，山西省规模最大的锂离子电化学储能电站全面落成，国网时代华电大同热电储能工程一次性全容量并网成功，投入试运行。

即便是较为成熟的电化学储能也同样需要关注安全问题。去年9月，位于美国加州蒙特利县的埃尔克霍恩变电站发生火灾，火灾由特斯拉的储能系统Megapack起火所致。从全球范围的电化学储能项目来看，特斯拉Megapack储能系统的火灾事故，不是个案。据不完全统计，截至去年9月，全球总共发生了60多起电化学储能火灾事故，大部分储能电池使用的是三元锂电池，事故发生时段主要在设备调试阶段和充放电后的休止中。如何保障安全与稳定，是发展电化学储能亟须解决的重大问题。业内普遍认为，未来电化学储能电站的安全管理应覆盖全生命周期，构建本体安全、主动安全、消防防御三重防线。对此，孙金华提出，在电池开发方面，研发难燃、不燃的电池材料，构建本体安全电池体系第一道防线;在电池应用方面，通过多信号融合和基于热失控模型的预警，保障电池使用过程安全的第二道防线;在火灾处置方面，研发多次灭火技术，抑制电池复燃，形成消防安全第三道防线。

压缩空气储能系统新突破

当锂离子电池在固定储能领域占据主导地位时，越来越多的产业企业正积极开发不同的技术以提升自身竞争力，为市场带来更具竞争力的储能系统。其中，压缩空气储能尤其适合未来支撑更长时间维度的储能需求，适应新型电力系统中新能源高渗透率的特点，甚至到达天或者季度的储能需求。

5月30日，在2023中关村论坛上，世界首个百兆瓦级先进压缩空气储能示范系统亮相。该技术实现了先进压缩空气储能从10兆瓦到100兆瓦质的飞跃，为我国长时大规模储能技术发展再添利器。先进压缩空气储能系统是多学科交叉、多过程耦合的系统，涵盖了工程热力学、流体力学、传热学、电力系统及其自动化等十余个学科，作为典型的长时大规模储能技术，可实现风电、光伏等可再生能源大规模开发利用。简单来说，它的原理就是将空气压缩以后存储起来，待需要发电的时候让压缩空气推动发电机工作。

据中国科学院工程热物理研究所储能研发中心主任徐玉杰介绍，未来我国的电力系统是以新能源为主体的新型电力系统，而风力发电、光伏发电等可再生能源发电具有波动性和间歇性，如果大规模接入电网，会造成安全隐患。此时，需要储能系统作为灵活性调节资源调节电力系统。压缩空气储能是一大亮点。

“压缩空气储能技术并非新鲜事，传统压缩空气储能技术已经在德国、美国应用多年，但传统压缩空气储能技术存在依赖化石燃料、需要大型天然洞穴、储能效率较低等问题，大规模推广始终受限。”徐玉杰说，我国的先进压缩空气储能系统回收利用压缩热，不再使用化石燃料，并可采用地上储气装置、人工硐室和地下天然洞穴等多种形式建设储气室。此外，该系统极大地提升了储能效率。

目前，利用百兆瓦级先进压缩空气储能技术，我国已建成国际首座百兆瓦先进压缩空气储能示范电站，并顺利并网发电。该电站位于河北省张北县，是全世界已建成运行的项目中，规模最大、性能最优的新型压缩空气储能电站。年发电可达1.32亿度，能为约5万用户提供用电高峰电力保障。同时，每年可节约4.2万吨标准煤，减少10.9万吨二氧化碳排放。

压缩气体储能相比其他新型储能有何优势?总体可概况为安全、长寿、爆发力强三点。压缩气体储能首先非常安全。以液化二氧化碳储能项目为例，由于二氧化碳液化很容易，因此储存它只需几兆帕的压力，不用担心高压储气带来的隐患，同时二氧化碳无毒、不易燃易爆，本身的安全性就很好。此外，因为都是机械装置,正常维护情况下压缩空气储能系统寿命可达30~50年。“压缩空气储能是基于热力循环的物理过程，在安全性和性能衰减方面具有天然优势，被认为是最具发展潜力的大规模储能技术之一。”基于这些优点，中科院工程热物理所陈海生研究员曾表示，压缩空气储能技术的应用，对实现国家“双碳”战略目标和自然环境改善，具有重大的战略意义和巨大的市场需求。

值得一提的是，压缩空气储能的能量爆发力比较强。这可以直接作用于一些有趣的应用场合。以大型船舶使用的柴油发动机为例，压缩空气平常会被存储在压力罐中，通过特殊的启动阀直接作用于活塞，在开始燃油喷射之前转动曲轴。这种布置比相同规模的电动启动马达更紧凑、更便宜，并且能够提供必要的极高功率爆发，而不会对船舶的发电机和配电系统施加过高的负载。

对于压缩空气储能系统而言，未来应进一步加强大规模示范和应用，积累工程设计和建设经验，发展完整成熟的产业链，以进一步加快其建设应用。

共享储能遍地开花

在各种储能技术飞速发展的同时，新型储能商业模式也找到了新的路径。新能源消纳与电网调峰压力日益突出，为新型电力系统安全稳定运行带来挑战。近两年，共享储能呈异军突起之势，其以调度运行更高效、经济效益更凸显、运营路径可持续等优势，成为促进新能源配置储能高质量发展的重要途径。

据了解，“共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。之后，全国迅速跟进。根据不完全数据显示，2022年，全国共享储能报备项目数目一度出现“井喷”，陕西、山东、浙江、河北、四川成都、安徽、广西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型储能示范项目216个，规模合计22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享储能项目达到38GWh。

共享储能本质上是引入第三方投资商，由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务;电站通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低新能源场站弃电量，并参与电力辅助服务市场。在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支，缓解资金压力;第三方共享储能的投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，若考虑调峰辅助服务的收益，经济性较好，收益可观。2022年伊始，内蒙古、浙江相继发布指导意见，提出投资建设共享储能，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，激励新能源发电侧储能项目落地。共享储能的火热也从另一个侧面促进了各种新型能源技术的发展。

纵览全国已推行的共享储能商业模式，大致可以归纳为以下几类：为新能源电站提供储能能力租赁服务，获取租赁收益，是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。二是通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，进行“低充高放”，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用。三是通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，该模式主要应用于山东、青海、甘肃等省份。四是在电力现货试点省份，通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。

目前新型储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。除了共享储能外，削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，也逐渐吸引着各方主体主动投身储能发展与建设。