储能产业正迎来爆发式增长。据中关村储能产业技术联盟初步统计，2022年，我国新增投运新型储能项目装机规模达6.9吉瓦/15.3吉瓦时，与2021年相比，增长率超180%。

　　在业内人士看来，储能产业快速发展是能源转型大势所趋。在“双碳”目标与构建新型电力系统要求下，可再生能源电力装机和占比迅速提升，“靠天吃饭”特征明显。而要提升电源可靠的保供能力，就要以新型储能为重点，发挥其灵活调节作用，向电力系统发输配用各环节提供服务，提升电力系统调节能力。

　　■■政策补贴促需求显现

　　“叫好不叫座”一直是我国储能产业发展的现实写照，而在新能源电力渗透率逐步提升的背景下，储能终于迎来用武之地。中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司党委副书记张世殊指出，新能源电力在电力系统中发挥的作用日趋明显，储能开始成为新能源电站开发与应用的新课题。各地先后提出装机具体目标或相关要求，为储能发展锁定方向。

　　据中国村储能产业技术联盟统计，2022年，国家及地方出台新型储能相关政策600余项，相较2021年政策发布数量实现成倍增长。其中，国家层面出台储能相关重要政策约70余项，地方层面以浙江、山东、山西、广东、江苏等省出台政策最密集。

　　数据显示，截至目前，各地正在执行的储能补贴政策共32项，其中2022年共发布20项，2022年储能补贴政策主要以用户侧为主，注重与分布式光伏相结合。补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要以与分布式光伏结合、节能技改、低碳减排以及产业落地为主。基于此，市场展现出旺盛的储能装机需求，地方招商引资项目频频落地，带动新增投运新型储能项目装机规模飙升。

　　■■新开发模式备受青睐

　　厦门科华数能科技有限公司技术支持总监杨磊引用行业机构数据称，2022年独立储能电站新增装机和新能源电站配储新增装机均占全部新增装机的40%以上，两者合计占比接近90%，成为去年储能新增装机的主要形式。

　　据了解，电化学储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，随着我国新能源发电装机规模不断提升，新能源电站配储已成为“市场标配”。不过，为单一新能源发电站配储存在成本高、利用率低的问题。

　　2022年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，首次定义独立储能，并明确独立储能充电免交输配电费和政府附加基金，减少成本和运营压力。

　　一般而言，独立储能是指以独立主体身份直接参与电力市场的储能电站，这类储能电站不受接入位置限制，并纳入电力并网运行及辅助服务管理。独立储能的出现让储能电站可以服务多个新能源发电站。作为国家层面认可的新开发模式，独立储能短时间获认可，成为储能新增装机的重要组成部分，体现了储能从配角到主角的角色转变。

　　■■规划装机规模体量大

　　随着储能在电力系统中发挥的灵活调节能力被逐渐认可，储能有望迎来快速发展期。截至今年1月，我国已有26个省市规划“十四五”期间新型储能装机目标，总规模约71吉瓦，各地规划的装机规模超过国家规划近两倍。20多个省区发布鼓励或强制新能源配储的政策，配置比例在5%-15%之间，时长在1-4小时。另外，独立储能示范项目规划数量已超过200个。

　　不过，新型储能参与电力市场机制尚不完善，储能电站还存在成本高、难获利的情况。要进一步促进储能产业发展，提升储能竞争力，就要助力新能源配储、独立储能电站形成可持续商业模式。

　　为此，中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻建议，根据区域调峰、调频容量需求，制定科学的调峰、调频容量折算方法，合理体现储能在系统中的容量价值。同时，明确容量补偿的进入与退出机制，使新型储能投资主体能更好地评价中长期收益风险。此外，还要推动新能源全量参与各类市场，探索建立容量市场。