2012年，我國電化學儲能電站投運總能量只有0.2萬千瓦時，至2018年這一數字提升至60.6萬千瓦時，新型儲能產業在發展初期一度增長緩慢。
近年來，隨著“雙碳”目標的提出及新型電力系統的加速構建，新型儲能進入發展快車道。中國電力企業聯合會統計數據顯示，截至2023年6月底，全國累計投運電站699座，總功率1430萬千瓦，總能量2877萬千瓦時。而從現已公布的27個省份制定的“十四五”新型儲能裝機目標來看，到2025年新型儲能總規模或將逼近8000萬千瓦。
業內專家指出，作為能源行業重要支撐技術的新型儲能產業，受利好政策支持，其商業模式日漸成熟、系統成本迅速降低，呈現出狂飆突進的發展態勢。
利好政策密集出臺 新型儲能系統成本快速下降
近日，國家發展改革委、國家能源局發布了《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（以下簡稱《通知》）。《通知》強調了儲能在現貨市場的經營主體地位，鼓勵儲能等新型主體參與市場交易。
包括《通知》在內，據不完全統計，2023年上半年，國家層面出臺涉及儲能的政策近20項，內容涵蓋儲能示范應用、規范管理、電價改革以及多元化、智能化應用等方面。
中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻介紹，截至2023年7月，全國各地已發布1400余項儲能政策，其中今年1-7月便發布321項，相當于去年全年總量，其中又以廣東、浙江、山東、江蘇等地所發政策最為集中。多地圍繞產業高質量發展制定支持政策，加速儲能產業化項目落地，推動強鏈補鏈延鏈建設。
儲能產業的快速發展支撐系統成本得以加速下降。據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，今年1-6月份，共追蹤到338條中標信息，中標均價1.33元/瓦時，較去年全年均價水平下降14%，與今年1月相比下降25%。
另外，中國石油、南方電網、國家電投、中國華電、新華水電、國能信控等相繼完成1560萬千瓦時儲能電芯/電池系統/儲能系統集中采購開標，電芯報價區間0.44元/瓦時~0.68元/瓦時，儲能系統出現低于1元/瓦時報價（全部為磷酸鐵鋰電池技術路線），意味著從發電側到用電側的鋰電儲能系統已具備大規模推廣的經濟性。
由于電化學儲能的經濟性增加，電化學儲能投資主體呈現多元化發展趨勢，其中發電集團投資規模和增速最高。相關數據表明，截至2022年底，發電央企、社會資本、電網公司、地方能源國企四類投資主體總計投運總能量占比分別為47.24%、41.10%、9.54%、2.12%。
電源側儲能發展尤其迅速 補償機制作用凸顯
根據國家電化學儲能電站安全監測信息平臺發布的信息，截至2022年底，我國電源側、電網側、用戶側儲能累計投運總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，其中電源側占比最高。電源側儲能常見的應用場景包括新能源配儲、火電配儲等。
中國電力企業聯合會統計數據表明，截至2022年底，電源側儲能電站累計投運263座、裝機397萬千瓦/680萬千瓦時，累計投運總能量同比增長131.81%。其中，新能源配儲電站累計投運207座、裝機282萬千瓦/550萬千瓦時，累計投運總能量同比增長150.15%。新能源配儲電站累計投運總能量占電源側比例超過80%，主要分布在山東、內蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機較高的省份。
自2021年以來，全國28個省份發布了新能源配儲政策，其中23個省份明確新能源配置儲能比例在5%-30%之間、儲能時長1-4小時。浙江、青海、四川、重慶等11個省份發布了新能源配儲補貼政策。補貼方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。安徽、貴州、河南等12個省份發布了新能源配儲參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。
目前，新能源配儲發展多受政策驅動，收益模式還沒有完全成熟；另外，有些地方采取“一刀切”式的配置方式，未出臺配套的具體使用和考核辦法，儲能與新能源還未實現協調優化運行。但隨著《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》要求等逐漸落實，新能源配儲能仍處于發展態勢。
在火電配儲方面，全國已有12個省份在相關政策中涉及了鼓勵火電配儲發展的內容。截至2022年底，火電配儲電站累計投運49座、裝機77萬千瓦/64萬千瓦時，累計投運總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機較高，占總能量的88.87%。2022年，全國火電配儲運行較為充分，年運行小時數達2933小時。
目前，火電配儲的政策支持主要為鼓勵參與電力輔助服務市場。國家能源局此前公布的《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》等文件，為火電配儲聯調項目確立了補償機制。山東、河南、甘肅、湖北等12個省份發布了關于火電機組參與電力輔助服務市場的政策，以鼓勵提供調峰、調頻等電力輔助服務為主。
記者獲悉，盡管火電配儲調頻輔助服務市場空間較小，但因為火電調頻市場補償價格較高，加上在未來的發展中，煤電仍需承擔電力安全穩定供應的兜底保障作用以及系統靈活調節的主體作用，火電配儲仍被市場看好。
電網側儲能經濟性不斷提升 用戶側儲能配置需求旺盛
電網側儲能通常是指服務電力系統運行，以協助電力調度機構向電網提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。常見的電網側儲能應用場景包括獨立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應急電源等）等。
中電聯統計數據表明，截至2022年底，電網側儲能電站累計投運78座、裝機244萬千瓦/543萬千瓦時，累計投運總能量同比增長165.87%。其中獨立儲能累計投運總能量，在電網側儲能電站累計投運總能量中占比近90%。
在獨立儲能方面，近年來全國已有約30個省（自治區、直轄市）發布了獨立儲能相關的支持政策，主要聚焦投資建設以及電站發展運營等方面。
獨立儲能發展走在全國前列的山東省為我國發展獨立儲能提供了一個樣板。在經濟性方面，山東規定了中長期市場儲能的盈利模式，并通過政策引導形成了獨立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務、峰谷價差套利、容量補償等多個收益模式，為全國其他地方發展獨立儲能提供了參考。
在替代型儲能方面，截至2022年底，我國替代型儲能電站累計投運14座、裝機33萬千瓦/58萬千瓦時，累計投運總能量同比增長239.64%。全國已有約20個省份出臺支持政策，提出在關鍵節點、電網末端及偏遠地區等布局新型儲能，發揮儲能應急備用技術優勢，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等，替代型儲能的經濟性不斷提高。業內專家認為，在多種鼓勵措施加持下，隨著儲能系統成本快速下降，必然帶來電網替代型儲能的增加。
用戶側儲能是在用戶內部場地或附近建設的儲能設施。其中工商業、備用電源累計投運總能量占比分別為49.61%、48.06%。此前，江蘇、浙江、廣東、安徽等省份因峰谷價差較大，導致目前商業配儲裝機較高，占工商業配儲總能量的92.33%。根據2023年5月各地電網代理購電價格統計，目前，我國最大峰谷價差超0.7元/千瓦時的省份已有17個。中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻據此認為，越來越多省份的工商業儲能已具備了經濟性。
業內專家表示，隨著我國電力市場化改革的持續推進，考慮到高耗能用電成本的上升，以及第三產業、城鄉居民用戶用電量占比的不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位。此外，各地有序用電政策的出臺，都將刺激工商業用戶的電化學儲能配置需求，用戶側儲能擁有較為廣闊的發展前景。
新型儲能發展日新月異地，如何保證其健康發展？在近日舉行的2023能源綠色低碳技術創新論壇上，新型電力系統仿真國家工程研究中心副主任、中國電科院電力系統碳中和研究中心主任易俊提出，為了真正發揮儲能在新型電力系統中的作用，儲能在發展方面上需要解決三個問題，一是精準劃分儲能類型，做好合理的規劃布局。二是發揮多元儲能與其他電源協同運行與調度支撐的作用，提升系統的安全水平。三是需要研究促進多元儲能可持續發展的價值形成機制與政策機制。
近年來，隨著“雙碳”目標的提出及新型電力系統的加速構建，新型儲能進入發展快車道。中國電力企業聯合會統計數據顯示，截至2023年6月底，全國累計投運電站699座，總功率1430萬千瓦，總能量2877萬千瓦時。而從現已公布的27個省份制定的“十四五”新型儲能裝機目標來看，到2025年新型儲能總規模或將逼近8000萬千瓦。
業內專家指出，作為能源行業重要支撐技術的新型儲能產業，受利好政策支持，其商業模式日漸成熟、系統成本迅速降低，呈現出狂飆突進的發展態勢。
利好政策密集出臺 新型儲能系統成本快速下降
近日，國家發展改革委、國家能源局發布了《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（以下簡稱《通知》）。《通知》強調了儲能在現貨市場的經營主體地位，鼓勵儲能等新型主體參與市場交易。
包括《通知》在內，據不完全統計，2023年上半年，國家層面出臺涉及儲能的政策近20項，內容涵蓋儲能示范應用、規范管理、電價改革以及多元化、智能化應用等方面。
中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻介紹，截至2023年7月，全國各地已發布1400余項儲能政策，其中今年1-7月便發布321項，相當于去年全年總量，其中又以廣東、浙江、山東、江蘇等地所發政策最為集中。多地圍繞產業高質量發展制定支持政策，加速儲能產業化項目落地，推動強鏈補鏈延鏈建設。
儲能產業的快速發展支撐系統成本得以加速下降。據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，今年1-6月份，共追蹤到338條中標信息，中標均價1.33元/瓦時，較去年全年均價水平下降14%，與今年1月相比下降25%。
另外，中國石油、南方電網、國家電投、中國華電、新華水電、國能信控等相繼完成1560萬千瓦時儲能電芯/電池系統/儲能系統集中采購開標，電芯報價區間0.44元/瓦時~0.68元/瓦時，儲能系統出現低于1元/瓦時報價（全部為磷酸鐵鋰電池技術路線），意味著從發電側到用電側的鋰電儲能系統已具備大規模推廣的經濟性。
由于電化學儲能的經濟性增加，電化學儲能投資主體呈現多元化發展趨勢，其中發電集團投資規模和增速最高。相關數據表明，截至2022年底，發電央企、社會資本、電網公司、地方能源國企四類投資主體總計投運總能量占比分別為47.24%、41.10%、9.54%、2.12%。
電源側儲能發展尤其迅速 補償機制作用凸顯
根據國家電化學儲能電站安全監測信息平臺發布的信息，截至2022年底，我國電源側、電網側、用戶側儲能累計投運總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，其中電源側占比最高。電源側儲能常見的應用場景包括新能源配儲、火電配儲等。
中國電力企業聯合會統計數據表明，截至2022年底，電源側儲能電站累計投運263座、裝機397萬千瓦/680萬千瓦時，累計投運總能量同比增長131.81%。其中，新能源配儲電站累計投運207座、裝機282萬千瓦/550萬千瓦時，累計投運總能量同比增長150.15%。新能源配儲電站累計投運總能量占電源側比例超過80%，主要分布在山東、內蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機較高的省份。
自2021年以來，全國28個省份發布了新能源配儲政策，其中23個省份明確新能源配置儲能比例在5%-30%之間、儲能時長1-4小時。浙江、青海、四川、重慶等11個省份發布了新能源配儲補貼政策。補貼方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。安徽、貴州、河南等12個省份發布了新能源配儲參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。
目前，新能源配儲發展多受政策驅動，收益模式還沒有完全成熟；另外，有些地方采取“一刀切”式的配置方式，未出臺配套的具體使用和考核辦法，儲能與新能源還未實現協調優化運行。但隨著《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》要求等逐漸落實，新能源配儲能仍處于發展態勢。
在火電配儲方面，全國已有12個省份在相關政策中涉及了鼓勵火電配儲發展的內容。截至2022年底，火電配儲電站累計投運49座、裝機77萬千瓦/64萬千瓦時，累計投運總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機較高，占總能量的88.87%。2022年，全國火電配儲運行較為充分，年運行小時數達2933小時。
目前，火電配儲的政策支持主要為鼓勵參與電力輔助服務市場。國家能源局此前公布的《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》等文件，為火電配儲聯調項目確立了補償機制。山東、河南、甘肅、湖北等12個省份發布了關于火電機組參與電力輔助服務市場的政策，以鼓勵提供調峰、調頻等電力輔助服務為主。
記者獲悉，盡管火電配儲調頻輔助服務市場空間較小，但因為火電調頻市場補償價格較高，加上在未來的發展中，煤電仍需承擔電力安全穩定供應的兜底保障作用以及系統靈活調節的主體作用，火電配儲仍被市場看好。
電網側儲能經濟性不斷提升 用戶側儲能配置需求旺盛
電網側儲能通常是指服務電力系統運行，以協助電力調度機構向電網提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。常見的電網側儲能應用場景包括獨立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應急電源等）等。
中電聯統計數據表明，截至2022年底，電網側儲能電站累計投運78座、裝機244萬千瓦/543萬千瓦時，累計投運總能量同比增長165.87%。其中獨立儲能累計投運總能量，在電網側儲能電站累計投運總能量中占比近90%。
在獨立儲能方面，近年來全國已有約30個省（自治區、直轄市）發布了獨立儲能相關的支持政策，主要聚焦投資建設以及電站發展運營等方面。
獨立儲能發展走在全國前列的山東省為我國發展獨立儲能提供了一個樣板。在經濟性方面，山東規定了中長期市場儲能的盈利模式，并通過政策引導形成了獨立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務、峰谷價差套利、容量補償等多個收益模式，為全國其他地方發展獨立儲能提供了參考。
在替代型儲能方面，截至2022年底，我國替代型儲能電站累計投運14座、裝機33萬千瓦/58萬千瓦時，累計投運總能量同比增長239.64%。全國已有約20個省份出臺支持政策，提出在關鍵節點、電網末端及偏遠地區等布局新型儲能，發揮儲能應急備用技術優勢，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等，替代型儲能的經濟性不斷提高。業內專家認為，在多種鼓勵措施加持下，隨著儲能系統成本快速下降，必然帶來電網替代型儲能的增加。
用戶側儲能是在用戶內部場地或附近建設的儲能設施。其中工商業、備用電源累計投運總能量占比分別為49.61%、48.06%。此前，江蘇、浙江、廣東、安徽等省份因峰谷價差較大，導致目前商業配儲裝機較高，占工商業配儲總能量的92.33%。根據2023年5月各地電網代理購電價格統計，目前，我國最大峰谷價差超0.7元/千瓦時的省份已有17個。中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻據此認為，越來越多省份的工商業儲能已具備了經濟性。
業內專家表示，隨著我國電力市場化改革的持續推進，考慮到高耗能用電成本的上升，以及第三產業、城鄉居民用戶用電量占比的不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位。此外，各地有序用電政策的出臺，都將刺激工商業用戶的電化學儲能配置需求，用戶側儲能擁有較為廣闊的發展前景。
新型儲能發展日新月異地，如何保證其健康發展？在近日舉行的2023能源綠色低碳技術創新論壇上，新型電力系統仿真國家工程研究中心副主任、中國電科院電力系統碳中和研究中心主任易俊提出，為了真正發揮儲能在新型電力系統中的作用，儲能在發展方面上需要解決三個問題，一是精準劃分儲能類型，做好合理的規劃布局。二是發揮多元儲能與其他電源協同運行與調度支撐的作用，提升系統的安全水平。三是需要研究促進多元儲能可持續發展的價值形成機制與政策機制。
