近几年，在“很火”的新能源领域有个“更火”的概念，叫做储能。今年6月底，我国可再生能源装机历史性超过煤电，新能源产业布局的脚步加快，电力系统对各类调节性电源需求迅速增长，新型储能项目加速落地，装机规模也在快速攀升。
通俗地来说，储能就是在电充足时存起来，在需要的时候释放出来。风电、光电等新能源电力供应受时段、季节性影响，输出电力不稳定、不连续，催生储能行业“异军突起”。
目前，应用最广泛的储能方式是抽水蓄能，除此之外的储能技术便是新型储能。在近日于福建省宁德市召开的首届世界储能大会上，世界级专家学者交流碰撞最前沿观点，有不少观点透露出，新型储能行业正处于“冰火两重天”。
新型储能已进入规模化商用
据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《新型储能产业发展报告》显示，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时。仅今年的前六个月，新投运装机约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机容量总和。
首届世界储能大会现场。人民网记者 林晓丽摄
中国能源建设集团有限公司董事长宋海良认为，新型储能作为构建高比例新能源电力系统的颠覆性技术，在能源革命浪潮的推动下实现了突破性的进展，正从试点示范走向规模化的商用，迎来了快速发展的黄金期。
在中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长郑华看来，储能行业的“火”指的是装机规模，“冰”指的是储能利用率、效益等实际问题。
尽管装机规模快速攀升，市场持续扩容，但新能源侧电网侧储能市场机制和盈利机制仍不健全，成本疏导困难，储能系统利用率不高，储能投资方收益水平整体偏低；行业竞争加剧，产业链产能过剩、产品同质化严重等问题突出……上述行业面临的“阵痛”成为不少从业者的共识。
应坚持储能技术多元化发展
在目前的储能市场上，传统的抽水蓄能仍占较大比重，但新型储能前景广阔。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华将储能技术归为四个梯队，第一梯队是抽水蓄能，单机在300兆瓦以上；第二梯队包括锂电、压缩空气、液流、储冷储热，百兆瓦的规模。第三梯队是飞轮、钠离子电池等，在十兆瓦到百兆瓦的级别；第四梯队包括液态金属、金属离子，目前还是兆瓦级的工程研发示范。
从业者在探讨新型储能设备运用。人民网记者 林晓丽摄
在国内的新型储能市场，磷酸铁锂电池储能由于其具有建设成本低、建设周期短、布局灵活、设备性能好、运维便利等特点，主导优势持续扩大。根据《新型储能产业发展报告》，截至2023年9月，磷酸铁锂电池储能在新型储能装机占比高达97.2%。飞轮、压缩空气和液流电池储能是除磷酸铁锂电池外，技术发展较快，备受关注的新型储能类型。
新型储能的技术路径“百花齐放”，业内专家建议，要科学研判新型储能不同技术路线和应用场景，坚持储能技术多元化发展。
在应用场景方面，电力规划设计总院常务副院长胡明判断，今明两年我国的电力供需形势依然较为严峻，电网侧新型储能建设周期短，布局灵活，可以及时缓解部分地区电力供应保障压力。在用能侧，针对工业、交通、通讯、大数据等相关行业，配置新型储能可以有效支撑用户灵活多样、绿色低碳的用能需求，这种运行场景十分广阔，近期虚拟电厂、综合能源管理等新型市场模式也正快速兴起。
建议完善投资回报和成本疏导机制
新型储能市场的一大痛点在于，行业还没有成熟的、可持续的盈利模式维持行业效益。一方面，新型储能使用成本相较于传统电价依然偏高；另一方面，为了追求成本降低，行业“内卷”导致产业链整体利润偏低。
“储能装机量这么大，但几乎所有的储能企业业主方都说不赚钱，对于产业链企业而言，成本在不断降低，自己的利润空间也很薄。”郑华说，整个行业的产业链企业都在“负重前行”。
兴业银行股份有限公司首席经济学家鲁政委认为，新型储能真实使用成本仍然偏高，建议加快长寿命储能电池的研发量产，提高质保的标准，让储能设备的成本下降再下降，让其变得更有经济性。
目前，为了提升新能源发电的稳定性，我国实行新能源配额制，新能源装机并网的前提要求一定比例的配置储能，由此催生了容量租赁的市场。
“目前电源侧、电网侧和用户侧盈利方法无非两个，一是价差套利，二是容量租赁。”鲁政委表示，现在有些省份新型储能将近一半的成本需要通过容量租赁收回来，因此容量市场建设很重要，建议明确给容量租赁一个盈利的空间。
宁德时代新能源科技股份有限公司总工程师许金梅则表示，宁德时代有一个针对储能的标准GB36276，该标准要求配置储能时，按电池退役的能量作为一个额定能量。“这是行业向好发展的一个标准。”许金梅说。
业内专家建议，加大鼓励新型储能商业化运行的政策力度，建议我国进一步储能定位，加快推动电力体制改革和全国统一电力市场体系建设，完善新型储能投资回报和成本疏导机制。同时，根据电网需求确定关键节点新型储能布局地点和规模，加强调度方式和电力市场设计，提升新型储能的利用水平。
