一、引  言

新型储能是构建新型电力系统的基础装备，是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑，是破解“能源不可能三角”的主要方法，也是催生国内能源新业态的重要领域和抢占国际战略新高地的关键突破口。

通过储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多种类新型储能技术有机结合，在不同时间和空间尺度上满足未来电网对大规模可再生能源调节和存储需求，可以支撑电力系统实现跨季节的动态平衡，提升能源系统运行的安全性和效率。

二、商业模式与存在问题

根据接入位置不同，新型储能可分为：源（接入风、光、火等电源并网点以内，与电源联合运行）、网（直接接入公用电网，介于发电厂和用户与电网结算的计量关口之间，服务电网运行）、荷（在用户场地建设，接入用户与电网结算计量关口表后，支持用户侧可靠经济用能）三种电储能业态，形成三种不同的商业模式，但是底层商业逻辑亘古不变：所有者权益+负债=资产（投资额）=n*（年）收入=数量*单价。电源侧储能的价定、量不定，一般列为成本通过新能源项目自我消化。可能的收入还包括：

1.电网辅助服务市场方面，虽明确了新型储能的市场主体地位，部分省份或地区出台了调频等辅助服务市场价格，《电力中长期交易基本规则（暂行）》鼓励储能尝试参与中长期交易，但未有细则落地，调用频次得不到保证。

2.现货交易市场方面，14个试点省份中，除山东、甘肃等个别省份外，各省尚未明确储能作为现货市场主体参与交易。电网侧储能的量、价均不定，能源主管部门提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”的导向性原则，但实施细则尚未出台；尚未允许将储能纳入输配电价核价范围，未明确认定程序、核价方式及参数等细则。用户侧储能的量、价确定，主要通过峰谷价差机制获得收益，但是因“隔墙售电”存在一定经营风险和公共安全隐患。

所以，中电联2022年11月公布的数据也表明，新能源配储能利用系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。新型储能投资存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等实际困难。

三、市场现状与发展趋势

截至2022年底，全球已投运的新型储能累计装机规模达45.7GW，投资额首次突破千亿元大关。2022年也被业内称为“中国电化学储能元年”，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，投资额约250亿元。

未来5年（2023-2027）我国新型储能累计达到97.0GW～138.4GWh规模；年度新增储能装机呈平稳上升趋势，年平均新增储能装机为16.8GW～25.1GW，投资额1000亿元以上（相关预估以全球储能项目库为基础，结合储能设备商、集成商和运营商提报的项目规划信息，同时也参考各省“十四五”新型储能、新能源等发展规划，采用灰色预测模型和多项式回归法进行市场预测）。

如果结合最大负荷增长速度（近中期按照最大负荷2%，中远期按照最大负荷1.5%）考虑输变电设备临时性重载或过载情况，并覆盖具备双向充放“能”的新能源交通工具（车船机）、数据中心灾备电源、应急电源、充换桩（含一体化智慧路灯）的新型储能市场份额，乐观估计，国内年投资规模超3000亿元，全球市场规模过万亿。

四、产业链分析与产业基础

一是储能电池技术要求高，目前面向储能应用的产品和工艺设计处于起步阶段。近年来由于动力电池产能过剩，有关电池生产厂家纷纷涉足储能电池领域，竞争较激烈。电池本体厂家中，宁德时代、松下、比亚迪等锂电出货量居前；南都、圣阳电源、卧龙等铅炭电池出货量较大。

二是BMS、EMS、PCS等设备系统国内技术已达国际先进水平，但控制芯片、IGBT等核心器件仍依赖国外，主要厂家有高特、禾望、索英、阳光等。

三是高质量系统集成对储能系统的安全和性能起较关键作用，需衔接上下游，是产业链最关键一环，技术难度高，不仅涉及电化学、IT、电网调度等诸多技术领域，还需适应不同行业的应用场景，实现难度大。目前，主要参与方为电池、PCS、风电光伏设备制造商、储能项目开发商等。

四是投资运营方主要是电池制造企业、新能源开发企业、发电和两大电网以及其他能源投资企业，资金实力要求高。

国网南瑞、华能“能谷”两家在宁企业对产业链后两段有一定影响力，融资能力较强，在储能系统配套电力设备方面具备全产业链能力，控制系统技术已达国际先进水平。中科院（麒麟）、南京绿新能源研究院等软件和技术服务环节的一些在宁企业也布局了储能云平台系统、储能消防、全息检测等关键技术储备，初步积累了系统集成经验，在储能领域奠定了一定的产业发展基础。

五、产业机遇与政策窗口

在前期政策的基础上，国家能源局高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制，推动新型储能多元化、市场化、产业化发展。《2023年能源监管工作要点》提出，建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制，不断引导新型储能等新型主体参与系统调节。新型储能量、价不断得到明确，去年以来，山东、新疆、湖南、宁夏等省市，相继出台了新型储能容量电价政策。据调研，两大电网企业开始由单纯采购运营者向产业链上游延伸，欲通过收并购、合资设立储能公司，快速切入储能市场。但受现行政策影响，储能资产不能列入输配电网成本，电网企业亟待地方政府配合，推动储能容量电价政策正式出台，疏导储能投资成本，促进新型储能发展。

江苏省各个地方政府如果能够抢抓机会，成立政府产业基金，通过投资拉动，助推新型储能产业发展；通过投资招商，吸引产业落地。应该有机会成长为具有一定产业链组织能力的产业集群聚集地，应该有能力打造一个千亿级别新型储能产业集群。可以实现以“15亿产业基金为杠杆，运作100亿元的投资资金，撬动投资或参股1000亿元的新型储能项目”的总体产业发展思路，成为新型储能产业集群核心平台。

六、措施与建议

（一）开展超前研究，契合政策方向

一是针对《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确的电网侧储能布局的四个主要应用场景，分层分级仿真分析、局部模拟，建立多元储能在大规模新能源送端、通道、受端环节联合支撑应用的优化配置模型，指导储能在源-网-荷多场景规划配置与多元化应用，实现储能系统的选型、选址和定容的标准图。

二是推动电网侧替代性储能设施列入电网投资。在电网项目可研环节出现电网功能替代性储能设施全寿命周期经济性具备竞争优势时，优先选择替代性储能方案，并推动国家主管部门同意该部分储能投资列入电网投资，推动出台电网侧功能替代性储能设施认定标准。如果该部分替代性储能由社会资本投资，电网企业可以通过购买服务方式计入输配电成本。

三是加强替代性储能方案全寿命周期经济性比较论证，推动完善新型储能各项标准，支撑成本合理性评估。推动出台电力储能项目计价依据，除加强替代性方案全寿命周期经济性比较论证外，推动完善新型储能消防安全等各项标准，使消防安全系统投资成为储能投资成本依据，为新型储能列入电网投资成本监管奠定基础。

四是推动在苏头部企业牵头成立国家储能产业联盟，营造开放共建、合作共治、互利共赢的储能产业生态圈。掌握国内外领先储能资讯，发布储能典型应用场景，提升江苏企业储能专业社会影响力。构建技术交流、项目对接、资金融通、价值提升的赋能平台，推动储能产业发展。

（二）突破关键技术，引领产业发展

一是重点研发核心电池技术及系统集成。探索通过技术联盟、战略协作、合资合作等方式，稳妥地与行业领先企业合作，开展电力储能锂离子电池技术研制、系统集成等业务。深化全钒液流电池技术研究，稳步推进电堆本体产业化。加大支持力度，研发“电力系统友好型”专业储能材料设备技术，掌握大容量、高安全、长寿命、低成本电池本体及储能系统集成技术。开发储能与新能源智能化软件控制系统、储能5G物联网装置。面向电力系统，依托储能典型示范工程，打造优质装备、智能控制、高效运行、应急预警、安全消防“五位一体”的成套高质量储能集成系统，增强整体解决方案能力。二是优化储能控制保护系统功能。迭代升级高精度、高可靠的PCS等储能配套电气设备，优化升级国产化EMS系统硬件、算法及操作系统，适应百万点大数据等多目标协调控制。

（三）强化标准建设，严格试验检测

一是建立健全储能技术标准体系。在储能安全、预制舱式储能系统、氢能/储热等方面，加强对外合作，开展标准立项，制（修）订储能国家、行业标准。参与并引导储能设计、设备选型、系统集成、并网接入等方面的技术标准体系构建与典型设计方案制定，推动储能建设标准化，提升储能业务竞争力。二是加快推进完成兆瓦级电池储能系统故障着火试验实证检测平台，形成从核心部件到大容量储能系统全链条的互联可视化试验检测体系。三是突破退役动力电池健康状态评估技术，研制基于电池健康状态与安全防护的储能系统调度控制与运行维护软硬件成套装置。四是完善检测体系，打造具备国际互认资质的储能安全与涉网性能检测认证中心。

（四）构建投融体系，协同市场开拓

一是按照“优化配置、协同高效”的原则，减少域内同类型企业间无序竞争、突出重点企业核心业务，通过核心企业贯通新型储能市场营销架构。尽早明确战略性新兴产业单位电网侧独立储能和替代性储能投资主体单位，并优选合适区域开展试点示范项目建设；整合域内优势资源，发挥各单位专业特长、资质优势，在商业模式明确可行情况下，协同开发电源侧共享储能和用户侧储能市场。二是建立储能电站建设现场管理规程，推进储能电站标准化建设，优化形成储能“装备+服务”成套高质量系统集成解决方案，重点培育吉瓦级集中式储能电站技术集成能力，打造储能电站总包专业团队，扩展、提升EPC资质，提高储能项目总承包管理水平，提升储能电站精益运维技术服务能力。

（五）创新商业模式，提高产业收益

一是打通区域节能服务、综合能源服务和电动车网通业务的协同创新，充分运用能源托管、融资租赁、参与辅助服务、电力现货市场等商业模式，积极探索绿电交易、需求响应、移动式车、船供电等业务。

二是整合大数据局已有云平台资源，充分挖掘“储能+”大数据价值，开展交易辅助决策、金融保险服务及储能产业区块链交易等衍生服务，培育新的增长点。

三是推动完善辅助服务市场机制。推动电力辅助服务市场更好体现储能等灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营。

四是探索引入爬坡辅助服务机制，逐步扩大爬坡市场参与主体范围，逐步引入独立储能等参与爬坡市场交易，并建立合理的费用分摊机制。

七、结语

能源，既是经济增长的动力因素，同时也是一种制约因素。中国作为世界上最大的发展中国家，发展是第一要务，发展决定了我们仍将保持对能源消费增长的刚性需求。结合我国能源发展中非化石能源占一次能源消费比重和终端能源消费电气化占比“两个50%”的未来趋势，江苏政府部门和企业单位十分有必要借助以能源电力行业自身深刻变革带动的经济社会系统性变革为契机，加快实现本地社会经济的绿色低碳转型，进而实现新型储能产业的大发展。推动储能产业发展，有利于江苏培植新的千亿规模产业创新集群，更有利于江苏在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机，提升国内外影响力。