“十四五”新型储能进展及趋势展望

在“双碳”目标下，我国能源系统正在经历深刻变化。一方面，2021年**并网风电和太阳能发电新增装机容量分别达到4757万千瓦和5493万千瓦，占全年新建发电装机总量的58%，成为新增电源的主力。风电、太阳能发电合计装机容量达到6.4亿千瓦，装机规模直逼火力发电。另一方面，新能源消纳问题仍未得到解决，亟需一种平滑新能源输出的调节手段。发展新型储能是提升我国电力系统灵活性、打造新型电力系统、保障“双碳”目标如期实现的重要途径。根据中关村储能产业技术联盟不**统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量(包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热)达到45.74吉瓦，同比增长29%。其中抽水蓄能累计装机容量**为34.5吉瓦，但电化学储能增速更快，尤其是锂离子电池储能已成为发展最快的新型储能技术。

尽管近年来新型储能装机增速迅猛，但其中也暴露了其成本偏高、安全性差、体制机制不匹配的问题。按储能电站系统成本1500元/千瓦时、电池循环寿命4000次、项目周期10年、充放电转换效率90%计算，储能电站单位千瓦时充放电成本约0.5元，明显高于抽水蓄能成本。在发电侧，若以10%功率2小时放电时长配置储能，风电、太阳能单位发电成本将提高5～8分/千瓦时，加大了新能源发电的平价难度。在用户侧，国家长期鼓励推广、逐步完善峰谷分时电价政策，但自工商业用户参与电力交易以来，电网企业代购电价普遍在0.25～0.5元/千瓦时，加上固定输配电价和政府性基金后，用户侧峰谷电价差大幅缩水，新型储能峰谷电价调节经济性不足。在电网侧，合理配置储能可提升现有输配电线路利用率、减少或延缓新建输配电设施投资，也可在电网事故时起到备用电源和应急供电的作用。但由于电价监审政策的收紧，电网企业参与新型储能投资运营的商业模式尚未理清，相关项目建设也相应放缓。

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