在我国可持续性发展、双碳目标、能源安全的背景下，新能源的加速发展带动着储能产业增长。
国家发展改革委、国家能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》明确，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。
那么，什么是新型储能技术呢？其优势和应用场景是怎样的？行业发展的关键驱动因素和趋势有哪些？新型储能行业有哪些投资机会？
在今天的关键回答中，我们邀请到一位资深电力行业专家给出答案。阅读本文预计需要8分钟。
核心看点：
新型储能，是除抽水蓄能外以电力为主要输出形式的储能技术，解决电力消纳难、外送难，帮助电网削峰填谷、调峰调频，帮助工商业用户降低需量电费等。
国内储能政策呈现多方位布局态势；能源互联网、新型电力系统等相关政策辐射到储能领域的间接利好政策，对加大新型储能技术的研发、示范应用及将储能向电力系统渗透起到重要作用。
目前国内已有非补燃压缩空气储能电站、电源侧/用户侧电化学储能系统、二氧化碳+飞轮储能、重力储能等全球或全国首创型项目落地。
当前政策和标准有待进一步完善，关键技术和材料制造有待进一步提升，部分新型储能技术尚处于商业化早期，成本需要进一步降低是新型储能产业发展的限制因素。
新型储能向多元化、规模化、智能化和高安全化发展，长时储能被愈加重视，重点布局储能的企业有五大发电集团、中国广核、南网科技、国机重装、中国天楹、中天科技、宁德时代、比亚迪、阳光电源等。
目前的新型储能技术有哪些？它们有哪些优势、应用场景？
1、新型储能，指除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的储能技术。
2、新型储能技术的作用。新型储能技术促进新能源就地消纳，相当于配套的“充电宝”；在特定场景下可以替代输变电设施投资（相较于输变电设施的投资而言，新型储能的投资低了不少）。新型储能技术在解决消纳难、外送难等问题的同时，帮助电网削峰填谷、调峰调频，帮助负荷侧工商业用户节省电费等。
3、储能技术的分类。根据技术原理，中国电力规划总院将主流储能技术分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和氢（氨）储能等，除抽水蓄能外，其他储能技术为新型储能。
（来源：中国电力规划总院）
根据储能接入电力系统的位置，分为发电侧（电源侧）、电网侧、用户侧。其中，电网侧新型储能被研究机构更为重视，因为它是未来新型电力系统构建的重要支撑，截止2021年，其规模大概占比三分之一。装机占比最大是电源侧新型储能，约为55%，用户侧则是12%。
（来源：中国电力规划总院）
4、新型储能的优势，建设周期较短，从半年到两年不等，如电化学储能大约需要3-6个月，压缩空气储能大约需要18-24个月，相比抽水蓄能有明显的效率优势（6-8年），而且建设布局受地理环境的约束较小，布局相对灵活。
目前我国新型储能的技术成熟度如何？建设规模如何？未来市场需求空间如何？
1、技术成熟度。电化学储能中的锂电池技术最成熟，具有完备的产业链，已实现大规模商业化应用；液流电池和机械储能中的压缩空气储能、飞轮储能等技术处于从示范应用向产业化初期迈进的阶段，初具产业化规模；钠离子电池、氢氨储能、重力储能也具有相当好的发展前景，处于试点试验阶段。
（来源：中国电力规划总院）
2、新型储能项目建设规模。截至2022年初，我国全部储能装机中新型储能装机占比约10%，在新型储能中，锂电池装机占比超过90%。截至2022年H1，国内共有805个储能项目发布，规模总计99.35GW/351.3GWh，刨除抽水蓄能后的新型储能项目合计58.28GW/116.4GWh。
3、未来市场需求空间。在2022清洁能源装备大会的储能分论坛上，中国能建集团高管人士预测，十四五期间新型电力系统各端侧对新型储能的需求超乎常人想象。为了促进新能源就地消纳，电源侧新型储能的需求量约达2000万千瓦；为了缓解我国约半数地区的电力供应压力，电网侧新型储能的需求约达5500万千瓦；在双碳目标压力下，高耗能企业、重排企业有迫切的绿色低碳用能需求，因此用户侧储能的应用前景广阔。
截至2022年8月，已有14个省市提出“十四五”新型储能发展规划，主要方向包括鼓励建设集中式共享储能、电网侧独立储能示范项目等。其中，山西、甘肃、青海三省规划的储能规模最大，2025年新型储能装机目标均达6GW。
2022年8月，国家电网董事长辛保安在《求是》杂志发文称，预计2030年国网经营区新型储能装机容量达到1亿千瓦（100GW），支持新型储能规模化应用；两大电网集团（国网、南网）新型储能装机规模或超140GW。
值得投资者留意的是，从区域看，储能在西部地区以配套风光大基地建设为主，在东部地区以用户侧（负荷侧）削峰填谷为主。新能源配套储能主要聚焦于内蒙古、青海、甘肃、新疆等风光大基地所在省份，通常属于发电集团自建或在省内租赁共享储能（共享储能当前处于少数试点阶段，配套机制还比较少）的容量，未来会朝着1500V高电压储能变流器和液冷系统集成方案方向发展。调峰调频等电力辅助服务领域的储能，因其主要由第三方投资，建设规模与地方配套政策的盈利机制密切相关，未来山东、山西、河南、河北等政策领先的省份建设积极性更强，可以重点关注服务于这些需求地的厂商。
新型储能行业发展的驱动因素、限制因素有哪些？
1、驱动因素
1）政策支持
随着新能源技术的进步，新能源的度电成本已低于化石能源，新能源平价时代已来临，我们面对大量新增的新能源如何实现高效储备，这就迫切需要成熟的新型储能产业链。政策层面的引导与鼓励将推动这个新兴产业的发展。
当前，国内储能政策呈现多方位布局态势，在供需两端起到强有力的推动作用。此外，能源互联网、新型电力系统等相关政策辐射到储能领域的间接利好政策，对加大新型储能技术的研发力量、推动新型储能示范应用及将储能向电力系统领域渗透起到重要作用。
从国家发改委和能源局于2021年7月15日联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》到2022年3月21日发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》，不到一年时间连续出台了两份关于新型储能产业发展的重磅政策，奠定了行业发展的大方向，提出了储能发展的市场机制、商业模式、标准体系等，也明确了技术攻关、试点示范、规模应用、体制机制等多方举措，推动新型储能向规模化、产业化、市场化发展。显然，通过步步完善顶层设计，加快推动新型储能产业全面发展已然成为国策。
据不完全统计，上半年国家及各地方政府出台的储能政策多达390余项，新型储能产业增长迅速，不少设备厂家订单量饱满，加速新型储能市场化成为产业发展的突破口。下半年持续发力，激发政策红利频现。
6月上旬，国家发改委、国家能源局发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确指出要建立完善的、适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势提供辅助服务，提升储能总体利用水平，保障合理收益，促进行业健康发展。
6月中旬，南方能源监管办发布的《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》，指出将新型储能、抽水蓄能纳入并网主体管理，并首次明确独立储能电站参与电力辅助服务的补偿标准，增加相应的电力辅助服务种类。
8月底，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，山东省成为全国首个出台电力现货市场储能支持政策的省份。《若干措施》明确，新型储能示范项目进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
9月初，全国可再生能源开发建设形势分析会上要求，进一步推动大型风电光伏基地建成并网，第一批基地项目按期完成2022年承诺的并网目标，加快配套储能调峰设施建设，确保同步建成投产。会后储能项目招标数量激增。据不完全统计，在会议结束一周之内新增的储能项目招标的储能规模总计达到655MW（功率）/1990MWh（容量）。从招标主体来看，中国广核招标次数最多，涉及储能总规模超127MW/170MWh。中国能建、国家能源集团、国家电投等均参与招标。
整体来看，多省积极开展储能商业模式创新，拓宽储能盈利渠道，支撑新型储能规模化应用。山东、青海等省积极探索共享储能发展模式，着力解决新能源电站配建储能利用率低、经济性差等关键问题。河南明确提出200元/kWh·年新能源租赁储能容量标准价格，具有指导借鉴意义；山东由省级电力交易中心按月组织储能可租赁容量与需求容量租赁撮合交易。
可见，国内出现几大可喜变化：第一是新型储能摆脱风光从属地位，开始以独立/共享储能方式去参与当地电力市场，可提供电力现货或调峰、调频、黑启动等多种辅助服务，商业模式更趋于多样化；第二是独立储能市场化和商业模式逐步明朗，部分省市的独立储能项目已开始为当地电力市场提供容量租赁、调峰调频等服务，独立储能电站向电网送电的收费问题在中央层面得到解决澄清；第三是地方储能项目规模快速上升，支撑新型储能快速完成规模工程化和商业化验证。2022年H2国内储能参与电力市场交易的配套细节规定有望出台，改变“关注价格，不关注性能”的市场现状，打破“唯价格论”投资导向。
注：共享储能是指将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合,交由电网进行统一协调,推动源、网、荷各端储能能力全面释放,最大程度提高储能资源利用率。
2）技术落地
7月，世界首座非补燃压缩空气储能电站在江苏成功并网发电。非补燃是全过程无燃烧，零碳排放，绿色环保，利于实现双碳目标。
9月，浙江首个电源侧电化学储能系统联合火电机组正式投产，火储协同响应电力调度需求。
9月，全球首个二氧化碳+飞轮储能示范项目在四川竣工，是全球储能容量最大的二氧化碳储能项目，由东方电气集团承建。二氧化碳储能技术是长时储能技术，在碳减排和碳回收方面具有优势，且功率等级广泛、寿命长、安全可靠、地域适应性强。
9月，全国首个单体容量最大的用户侧电化学储能项目——蓝思科技（东莞）用户侧智慧用能项目正式投产，由广东南海电力设计院和南网智慧用能公司共同承建。该项目储能总容量为53MW（兆瓦）/105MWh（兆瓦时），平均每天削峰填谷约10万度电。
中国能建也选中气体储能技术路线，目前正推进相关储能系统的建设。
国机重装拥有完全自主产权的飞轮储能设备生产线，这是国内飞轮储能领域首个智能制造基地，能支撑飞轮储能规模化商业应用。
中国天楹正在江苏投建全球首个100兆瓦时重力储能示范项目。重力储能的能量密度几乎可与锂电池相匹敌，而且其在高度上不断延伸，节省了大块占地面积。
国电南瑞继汉口火车站充电塔项目100kW/200kWh全钒液流电池储能系统交付后，又落地湖北省能源互联网示范工程250kW/1MWh全钒液流电池储能电站项目。
2、限制因素
1）政策和标准尚不完善
目前，我国新型储能行业处于由商业化初期向大规模化发展的过程中，相关的政策体系和顶层设计还不够完善，宏观层面的储能战略规划与市场发展有不匹配的情况。具体来看，储能直接补贴与激励政策还有所欠缺，新型储能的相关规范和标准体系也并不完善。
2）核心技术需加强，很多新型储能技术还处于商业化早期和研发阶段
虽然在储能制造技术上已在努力赶超美、欧、日等技术发达国家，但在储能机理研究、理论研究以及关键材料制造技术上距离先进技术国家仍有明显差距，且各技术路线的成熟度差异化明显。
液流电池、飞轮还处于商业化早期阶段；压缩空气储能技术成熟，但受响应效率和地理条件制约还未进入规模化商业应用；钠离子电池、氢储能、电磁储能尚处在试点研发阶段，均未达到商业化应用的条件。
3）成本仍需降低，安全性有待提高
技术经济性成为新型储能大规模发展的重要瓶颈。当前大多数新型储能工程都属于示范工程，在关键材料、制造工艺和能量转化效率等方面，不具备短期经济性，并且在系统容量、循环寿命以及安全性等问题上还有待提高。
对于上述限制因素，行业正在如何改善现状？
1、从政策上解决经济性瓶颈
目前电网企业的输配电价没有纳入建设投资成本，那么就面临如何收回成本、创造收益的问题。保障收益最关键的是能够参与电力市场的交易，在这之前需要先建立价格机制和配套的市场机制。未来还要将新型储能投资成本纳入输配电价回收，有助于提升新型储能的经济性。
在2022清洁能源装备大会的储能分论坛上，高层人士提出“通过制定相应政策，建立完善市场化机制，健全新型储能价格机制和调度运行机制，探索新型储能直接参与电力市场交易的新路径。”这里用词是很精妙的。“探索”意味着背后肯定要克服一系列阻碍才能逐步健全交易机制。
电力市场化改革有望建立健全的长效机制，为储能发展提供沃土。新型储能在电力市场中的主体地位已经确立，在电力现货市场、辅助服务市场中的参与度快速提升。在成本疏导方面，抽水蓄能已建立两部制电价机制，为新型储能成本疏导提供借鉴。在价格机制方面，一是有电力现货市场地区，最高限价逐渐突破，扩大储能的盈利空间，二是在尚无电力现货市场地区，亦可积极通过辅助服务市场为新型储能提供盈利机会。
2、建立和完善新型储能电站的安全标准
电化学储能的安全问题是其发展的重中之重。6月29日，国家能源局综合司发布关于征求《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》意见的函，提出在防止电化学储能电站火灾事故中，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池；以及电化学储能电站电气设备间应设置火灾自动报警系统。该函进一步明确了电化学储能电站的安全标准。
3、解决技术短板
储能系统集成仍是目前行业短板，比如目前大部分储能变流器（简称PCS，用于控制蓄电池充放电，变换交直流）从光伏逆变器转化而来，未考虑储能应用的技术要求。那么，在大容量储能项目中多台PCS并联可能存在暂态功率均衡问题等，影响储能系统运行和电网安全，亟待解决。所以，投资者要更加关注储能企业的技术水平是否够硬。
新型储能行业有哪些技术创新趋势？
1、新型储能中的重点技术
①电化学之锂离子电池储能技术
锂电池是商业化程度最高的新型储能技术路线。但锂电池的循环寿命和锂电储能系统服役寿命暂未与电力系统寿命匹配，成本也居高不下，未来需进一步改进材料、优化生产工艺，向长寿命、低成本、高安全三大方向发展。更低的储能系统全生命周期度电成本，将是项目投资建设的重要考量。而度电成本的降低可从系统层面上直接使首次投资成本降低、回本周期缩短及投资回报率提高，而电池使用寿命的增加则可以带来储能系统在全生命周期度电成本的降低。
锂电池储能系统成本主要受上游原材料和产能因素影响。电池储能电站成本中占比最大的是电池本体，去年以来碳酸锂等上游原材料价格的波动对储能电池成本产生较大影响。同时，储能电池与动力电池在产能方面存在竞争关系，也对价格产生一定影响。
诚然，锂电池储能系统集成技术需要更适应新型电力系统的建设需求，着力提高储能系统的电压等级和电芯容量，以及储能电站效率、智能化程度和安全性水平。“高大储能”渐成行业发展的“新风向”——“高”指高电压等级，“大”指大容量电芯（200Ah以上），可大幅提高储能系统能量密度，是重要趋势之一。
近年落地的储能项目配置兆瓦时级别的规模已逐渐由个位数向百位数甚至千位数发展，系统电压也由1000伏升高到1500伏。大电芯也已成为国内集中式和工商业用户侧储能系统的主流选择。据可靠统计，截至2022H1储能项目招投标结束，280Ah在国内工商业侧（即用户侧）的渗透率已达60%以上。随着国家与下游业主对系统降本增效的追求，未来2-3年储能电芯将持续向更大容量升级，电芯容量有望提升至300Ah以上，且对电池工艺、生产和材料也会提出更高要求。
②电化学之钠离子电池储能技术
目前，我国钠离子电池技术处于国际领先地位，头部企业如宁德时代、中科海钠（华阳股份参股）已对钠离子电池进行产业化布局，发布相关产品，开展示范项目建设。
由于钠离子电池的性能与磷酸铁锂电池接近，钠资源储量丰富，钠离子电池成本有较大下降空间，当能量密度和循环寿命赶上锂电池的时候，有望成为锂电池的替代技术。
③电化学之液流电池储能技术
液流电池的安全性优于锂电池，且可以灵活配置功率和容量，适用于4小时及以上储能应用。目前采用的全钒液流电池，技术发展比较成熟，开展过不同功率等级的示范项目，中国钒资源是世界上最丰富的国家。不过液流电池成本相对较高，充放电效率相对较低（比锂电池低了将近25%），上游产业规模也小，国产化产品的可靠性和产能还有待提升，克服这些因素才能进入商业化应用阶段。
④机械储能之压缩空气储能技术
向大规模、高效率、灵活储气方向发展。储气方式除了盐穴、金属容器，还有人工造穴等方式，布局选择更灵活。
（来源：甲子光年智库）
⑤机械储能之重力储能技术
过去，重力储能技术以水作为介质，其灵活性以及储能容量受到水源和地形的极大限制。未来新型重力储能发展为选择密度较高的固体物质为介质，如金属、水泥、石砂等，不仅减少环境的限制影响，还能实现较高的能量密度。
2、横向对比不同新型储能技术的指标
不同新型储能技术的储能时长不同，在电力系统中均有各自的应用场景。
（图片来源：北极星储能网）
综合来看，新型储能技术不断发展，逐步走向多元化、规模化、大型化、智能化和高安全化。从市场需求来看，长时储能技术越来越被重视。
针对新型储能技术发展，电规总院提出，以新型电力系统建设为导向，加快研发电力系统储能专用的长寿命、高安全性、低成本的电化学储能技术，着力攻关压缩空气储能关键技术，抓紧开展新型储能电站规划设计、系统集成、智慧调控相关的技术研究，形成相关标准和规范。
哪些布局储能技术的企业值得投资者关注？
1、中国电建
全球最大的电力工程总承包商和电力设计商。去年承建沙特红海共用事业基础设施项目，包括光伏、储能、电网等多模块。其中，储能项目是全球最大的储能项目，采用电化学储能技术，储能规模高达1300MWh，计划于2023年3月完工。
储能系统产品和解决方案供应商是华为数字能源，经济性优势突出。而华为数字能源背后主要的储能电池供应商之一是格力钛新能源，隶属珠海格力电器。此外，还有储能成套设备供应商中天科技。
2、中国能建
在综合能源、新能源、储能、氢能等新业务方向的发展力度大大加强，推出数字化产品和服务，倾力打造智慧电厂、智慧电网、智慧能源、智慧城市。储能系统产品供应商及储能项目合作商是宁德时代。
3、中国华电
在储能、新能源、综合智慧能源等领域布局，大力推进储能技术研发与应用，加快氢能关键技术研发与示范。其储能合作商是宁德时代。
4、中国华能
联合产业链上下游构建国际一流的综合能源服务体，带动风电、光伏、生物质发电、氢能制备、储能技术等装备制造业发展。其储能合作伙伴是中国电科院电池储能技术共享实验室，在储能技术的基础实验设施共享、储能技术检测、储能技术研究应用等方面加强合作。
5、中国大唐
大力发展新能源，持续跟进风光水火储一体化项目，推动综合智慧能源、储能、氢能等新业态协同发展。其储能合作伙伴是广东省能源高效清洁利用重点实验室，联合成立“大规模可再生能源储能技术研发中心”，合作开展可再生能源储能领域的技术研发与工程应用。
6、南网科技
储能业务主要是提供储能系统技术服务，其中又以系统集成服务为主，即根据电源、电网和用户侧客户需求，针对性提供电化学储能系统整套解决方案。
7、国电投
在氢能、储能、绿色交通等领域持续发力，将“绿电交通”作为国家电投清洁低碳转型发展的重要一环。
8、比亚迪
根据2022年H1储能项目招投标的头部储能企业中标信息分析，比亚迪是中标储能系统装机量最大的企业。中标河北省保障性光伏项目，以及中国广核2022年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购（第一标段）—700MW/1300MWh，该项目也是今年以来规模第二大的储能项目，两个项目规模总计898.6MW/1697.1MWh。
9、中天科技
在2022H1储能市场中人气很高，共计中标3大项目，分别是中国电建山东电建三公司阿拉善项目储能成套包设备采购项目、蒙古国80MW/200MWh大型储能项目、中广核2022年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购（第二标段），总计规模382MW/803.5MWh。
10、阳光电源
从储能系统集成中标数量来看，阳光电源在今年上半年累计约中标6个储能项目，为中标规模最多的企业，累计规模约为234.07MW/461.64MWh。
