随着锂电池技术的不断成熟、国内外新能源发展加速和全球能源安全问题逐渐凸显，新型储能出现了一轮爆发式的增长，储能产品跃居成为我国出口“三大件”之一，国内各省市都将其作为未来产业发展的重头。

  新型储能发展中的两大关键问题：1、解决技术经济问题是高质量发展的基础。我国锂电池储能产业已形成成熟的技术路线以及强大的成本控制能力，技术实力全球领先，占市场主导地位。钠离子电池是目前行业公认的有效降低锂离子电池成本的重要技术方向，但本质安全问题依然没有解决。2、解决科技创新问题是高质量发展的保障。角逐新型储能产业高地的出发点无可厚非，但同质化问题已经出现，未来一个阶段锂电池产业过剩不可避免。当前市场关注的重点是如何在这波机遇中挣快钱，但未来行业高质量发展的关键还是科技创新。

  推动新型储能高质量发展的路径建议：1、需要把握好四个维度。在应用维度，近期加快推进典型场景的试点示范项目，中远期从条块结合入手重构上海能源供需模式。在产业维度，近期聚焦锂电池储能集成装备基地建设，中远期打造全国新型储能产业价值链高地。在技术维度，近期支持新型储能技术创新多元化发展，中远期以共性技术为抓手形成技术创新策源地。在政策维度，近期完善准入政策和安全标准扫清市场化障碍。2、需要规划好三侧场景。从源侧来看，上海电力结构中可再生能源占比不高，对电网安全的影响可控，因此在风光项目建设要求中虽然建议配套储能。从网侧来看，技术适应性是新型储能大规模应用的关键问题。从用户侧来看，上海潜在应用场景还是较为丰富的，除了工业大用户、数据中等一般应用场景外，交通领域的多元新型储能利用未来有潜力成为用户侧储能应用的一大亮点。

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  近几年，随着锂电池技术的不断成熟、国内外新能源发展加速和全球能源安全问题逐渐凸显，新型储能出现了一轮爆发式的增长，储能产品跃居成为我国出口“三大件”之一，国内各省市都将其作为未来产业发展的重头。本文从技术经济和科技创新这两个影响新型储能高质量发展的决定因素出发，分析了新型储能在不同技术和不同省市之间的差异性，梳理了上海新型储能发展的优劣势，并提出了推动新型储能高质量发展的路径建议。

  一、国内外新型储能发展现状

  新型储能是支撑新型电力系统发展、配套新能源高质量建设、助力用户侧降本增效和电源侧节能减碳的重要技术，涵盖电化学储能、电磁储能、机械储能、非电储能等多条技术路线，在国际市场持续升温和国内投资不断加大的双重背景下，俨然已经成为了经济增长的新热点和未来产业的新爆点。

  （一）国外新型储能发展现状

  俄乌冲突加剧能源安全问题是助推欧美新型储能本轮爆发式增长的主因。根据中国能源研究会的统计，截至2022年底，全球已投入的电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率15%，其中新型储能累计装机规模达到45.7GW，年增长80%，全球传统抽水蓄能占比首次低于80%。欧美新型储能增长点集中在支撑新能源大规模并网和户用储能保供需求两大方向，前者是欧美国家落实碳中和目标的刚需；后者则是俄乌冲突后能源危机传导能源价格高涨带来的现象级需求，户用便携式储能产品的需求激增，电池成为了我国出口的新三大件之一。目前，欧美市场的户储设备依然以三元锂和磷酸铁锂为主，分布式和便携式为特征，应急保障和平衡开支为目标。

  （二）国内新型储能发展现状

  新能源大规模并网配储政策要求和各地峰谷电价政策是带来国内新型储能规模化发展的两大主因。根据中国能源研究会的统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机59.8GW，年增长率38%，其中新型储能累计装机规模达到13.1GW，年增长率128%，传统抽水蓄能占比下降到77%。从新型储能的细分技术看，锂离子电池占据绝对主导地位，占市场份额90%左右，铅蓄电池占比6%左右排名第二，压缩空气储能占3%左右，其他新型储能占比合计不足1%。在新型储能新增项目中，绝大多数均为新能源大规模并网配储，项目主要集中在三北地区（我国的东北、华北北部和西北地区）；其他新型储能新增项目基本为峰谷套利的用户侧项目，场景覆盖工业大用户、数据中心、5G基站/通信基站、智慧园区、光储充充电站等，在地方峰谷电价政策和补贴政策下的经济性是这些项目的出发点。

  （三）对发展现状的客观评价

  通过研究新型储能发展现状，可以形成以下四点共识：一是目前国内新型储能发展是以政策主导的。通过大规模的电力基础设施投入，我国的电力供应安全保障能力显著高于欧美国家，供电可靠性强，如果没有新能源配储政策要求和电价改革带来的峰谷套利空间，很难带来能源系统自身的大规模新型储能项目需求。二是目前国内新型储能项目的商业模式单一，经济性较差。各能源企业提供的项目案例和市场调研情况显示，目前国内电源侧新能源配储项目的利用效率较低，基本都要靠地方政府共享租赁模式提供补贴支持；用户侧储能受制于峰谷价差、电池性能衰减、建设安全配套等因素的影响，虽然理论上为5-8年回收期，但经济可持续性上存在较大不确定性。三是目前新型储能的技术路线多元，绝大多数处于研发示范阶段，远没有达到规模化推广能力。从技术路线上看，目前较为成熟且具有市场推广价值的技术仅有锂电池，但锂电池存在天生的技术短板，充放电次数较少，不适合电网高频次调度的要求，安全问题有所改善但依然未得到根本解决，性能衰减较快。有望在未来两到三年内逐步替代现有锂电池的技术路线为钠电池、液流电池、固态电池等，但目前技术方向均处于研发摸索阶段，大规模应用有很长的路要走。四是目前的新型储能从本质上仍然是一类电化学技术，缺乏安全标准会带来落地难、市场无序等问题。目前许多市场主体纷纷加入新型储能的热潮中，包括能源企业、储能企业、设备企业等，但对储能领域的技术标准和安全标准均处于研究和实验阶段，导致项目在落地时相关部门和电网公司均难以在安全问题不明确的情况下备案或支持项目建设；同时部分市场主体处于逐利的目的，在社区、商办等用户侧监管盲区不断试水，导致政府监管风险，部分项目也不得不面临建完就拆的结局。

  二、新型储能发展中的两大关键问题

  纵观全国各省市新型储能的发展情况，不难看出，目前存在应用领域新型储能技术经济问题尚未完全解决以及产业领域新型储能存在同质化产能过剩隐忧等两大关键问题，将对新型储能高质量健康发展带来较大不确定性。

  （一）解决技术经济问题是高质量发展的基础

  新型储能技术种类繁多，目前发展较为成熟的是锂电池技术（见表1）。我国锂电池储能产业已形成成熟的技术路线以及强大的成本控制能力，技术实力全球领先，占市场主导地位。从地域分布看，锂离子电池产业规模主要集中在广东、江苏、福建三省。从企业看，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源等全球知名企业占据市场主要份额。国外锂电池产业以日韩为主，电池制造龙头企业有LG新能源、SK On、三星、松下等。上海目前锂电池产业（尤其是制造业）尚未成型，在宁德时代、特斯拉等龙头入驻后，将明显改善这一局面。

表1 当前主流新型储能技术的技术参数

注：循环寿命在0.5C，@80%SOH的工况下。

  目前由于液态锂电池性能容易受温度高低影响，存在爆炸等安全隐忧，已成为限制锂离子电池发展的瓶颈。固态电池是锂电池技术的发展和延伸，可通过固体电极和固体电解质实现能量密度、寿命大幅提升和电池本质安全，被认为是最有可能全面替代锂电池的新型储能技术。目前我国宁德时代、韩国三星及美、德、日等国均已布局固态电池研发，力争在材料稳定性、成本等方面形成突破，加快产业化进程。

  钠离子电池是目前行业公认的有效降低锂离子电池成本的重要技术方向，但本质安全问题依然没有解决。钠离子电池稳定性好、原材料易获得，可通过复用锂电池技术降低成本，是市场化潜力较大的前沿新型储能技术领域。由于电极及电解质材料、电池结构等关键技术还未突破，钠离子电池还处于产业发展初期，国内外龙头企业（如宁德时代）正在积极布局，主要研发制造企业有我国的中科海钠、英国Faradion、法国Tiamat等。上海的璞钠能源、上海汉行等企业在钠离子电池产品化和电极材料研发方面具有国内领先优势。另外，钠离子电池与锂电池一样，在充电和放电过程中同样会产生大量的热量,如果不能及时散热,就会导致电池过热、燃烧甚至爆炸。

  其他电化学储能技术路线均未达到商业化应用要求，短期来看很难实现经济层面的大规模推广应用。其中，液流电池被认为是未来5-10年最有可能实现大规模商用的长时电化学储能技术，但从技术成熟度看，液流电池的离子交换膜、电解液、电极等关键部件的性能仍有待进一步提升，能量效率还处于70%左右较低水平，能量密度和投资成本与锂电池、钠离子电池还有较大差距。

  在长时储能方面，压缩空气储能和氢储能被认为是两个主要技术发展路线，但目前分别受制于选址和经济性，仍然有很长的路要走。压缩空气储能与抽水蓄能性能相似，是一种本质安全和日级长时的新型储能技术，可为电力系统提供惯量支撑，但目前压缩空气储能效率只有55%左右，投资成本远高于锂电池等电化学储能，选址上还无法完全与盐穴等特殊要求解耦。氢能被公认为是与“碳中和”相匹配的可实现全流程零碳无污染的未来能源替代终极解决方案，能量密度是目前电化学储能和物理储能的百倍以上，可长时间稳定储存，是未来最有希望季节级储能、支持季节峰谷差调节的技术。但目前氢储能技术成熟度低，综合效率（电换电）仅在35%左右，度电成本是锂电池的三倍以上，储运等关键装备安全性有待进一步提升。

  （二）解决科技创新问题是高质量发展的保障

  近几年，国家先后出台了多轮政策支持新型储能发展。2021年，国家发展改革委和能源局出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，对我国“十四五”和“十五五”期间新型储能发展目标提出要求。2022年，国家层面进一步出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》，对新型储能高质量发展工作进行了全方面细化深化。同时，国家明确了新型储能可以作为独立储能参与电力市场，为新型储能良性发展创造了条件。

  在国家政策的要求和激励下，恰逢国内外新型储能需求井喷式增长，各省市纷纷加大支持新型储能发展的政策力度，如广东、浙江等省市不仅匹配国家政策出台了地方的指导意见，还针对新型储能龙头企业和链主企业招引工作出台了优厚的专项支持政策，各省市规划的产业规模也已经远远超过了全球未来的新型储能需求。角逐新型储能产业高地的出发点无可厚非，但同质化问题已经出现，未来一个阶段锂电池产业过剩不可避免。工商注册大数据显示，截止到2023年8月，我国已有122630家业务涉及储能的企业，其中绝大多数企业是锂电池或者锂电池配套，产品类型完全同质化，拥有自主研发核心技术的高新技术企业较少，尽管目前在行业扩张初期和国内外阶段性新增需求拉动下，市场呈现欣欣向荣的景象，但热度过后能否成为我国制造业升级的基石还是成为低端去产能的主力军，这是个不容忽视的问题。

  当前市场关注的重点是如何在这波机遇中挣快钱，但未来行业高质量发展的关键还是科技创新。锂系电池及其后续替代品钠系电池的本质不安全问题始终是绕不开的话题，龙头企业在这一方面做了很多技术研发努力，特别是固态电池和液流电池领域近几年有了一些显著突破，但不难发现，过去承诺短期克服电化学储能安全问题的企业现在也基本闭口不言，经对部分企业调研了解，由于成本和材料的问题还未得到有效解决，本质安全的储能技术实现产品化、产业化、市场化还需要很长的路要走，但这也是新型储能高质量发展不得不走的路。

  与广东、江苏相比，上海发展新型储能需要追求的是质量而不是数量。在产业规模上，根据上海新型储能企业调研数据，上海2022年新型储能的产值规模预估为100亿元左右（统计口径不含车用动力电池)，工商注册涉及储能相关业务的企业数量为2600家，这两项指标均远远少于广东（1500亿元，1.27万家）、江苏（1200亿元，8200家）等国内领先省份。在应用规模上，上海新型储能装机总规模约3万千瓦/7万千瓦时，仅建成具备独立储能商业化能力的项目10个，与三北地区单体项目动辄十万、百万级千瓦相比，应用潜力实在有限。另外，上海花费了较大代价建设了较高比例的气电机组，现阶段可实现风光电力全额消纳，若参照外省新能源电源侧强配储能将进一步增加社会用电成本。可见，上海不具备应用开发优势，也不具备大规模高能耗产业制造落地条件，但相比之下，上海拥有人才、技术、金融、数字化、国际化等综合优势，同时拥有新型储能发展关联互促的新能源汽车、集成电路、燃料电池等产业集群优势，具备良好的技术孵化和企业孵化集聚效应，可以在未来抢占新型储能产业链的前后端高附加值环节。

  三、发展新型储能的优劣势分析

  （一）在关键核心技术方面处于国内领先地位

  从技术研发能力来看，上海在电化学储能、电磁储能、机械储能、非电储能等目前的全技术谱系上均积累了一定的技术研发能力，上海交大、同济、上海理工、华东理工等高校设立了储能科学与工程学科，集聚了一批像上海硅酸盐所、高研院、上海应用物理所、航天八院、上海电器科学所、宁德时代未来研究院等一批新型储能领域的知名科研院所，上海电气集团、上汽集团、申能集团等市级能源相关龙头企业也具备一定的技术研发力量。从关键核心技术来看，上海不仅是国内重要的新型储能技术集聚地，液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容储能、氢能等方向均处于国内领先水平，锂电池、钠电池领域也在国内有一席之地；同时也是全国重要的新型储能技术策源地，新型储能领域的共性技术研发如复合材料、电极材料、储能器件、控制集成等均具备优势，技术联合研发、关键技术支持、技术配套服务等软实力尤为突出。

  （二）在未来产业赛道上储备了一些潜力企业

  在占市场绝对主导地位、产业化技术成熟的锂电池产业链中，目前上海企业绝对数量较少，但在锂电池成套设备检测和技术服务配套环节拥有较大的市场份额。在钠离子电池、液流电池、飞轮储能、压缩空气储能、超级电容、超导电磁储能、氢能等新型储能技术领域，上海企业基本都处在领头羊的位置。在钠离子电池方面，璞钠能源是全国最早实现产业化的企业之一，上海大学、上海硅酸盐所等科研机构掌握着钠离子电池相关核心技术；在液流电池方面，纬景储能、神力科技、上海电气分别在锌铁和全钒两条赛道上处于行业领先地位；在压缩空气储能方面，上海电气占全国市场1/3；在氢能方面，上海企业在技术、核心材料、关键零部件方面在国内遥遥领先，上海捷氢、上海重塑、上海氢晨占据全国氢能企业五强席位。

  （三）在应用拓展上亟需项目准入和安全标准

  从项目情况来看，目前上海对外服务新型储能项目均为用户侧磷酸铁锂电池储能，除此之外还有一些正在探索商业化运行的大用户示范场景；从商业模式来看，目前项目主要功能为削峰填谷，通过电费价差获得收益；从项目类型来看，主要包含工业用户侧套利、电动汽车充电站“光储充”和一个火储联调项目（用以探索火电机组耦合电化学储能调频的技术路径）。目前制约新型储能市场化应用的瓶颈主要集中在安全标准。从新型储能企业的调研反馈可以发现，上海在2022年12月16日出台《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》(沪发改价管〔2022〕50号)后，市场普遍认为上海存在较大的峰谷电价套利空间，用户侧新型储能项目已经存在了市场化应用的潜力，但难以大规模推广的主要原因是没有指导下的项目安全标准，市场主体虽然有意愿去投资新型储能项目，但在建设场景、安全距离、应急处置要求都不明确的情况下，项目建设往往都是摸着石头过河，并且项目验收阶段安全问题被质疑会出现建完就拆的风险，造成项目隐形成本较高，阻碍市场化应用推广进程。

  四、发展新型储能的优劣势分析

  （一）需要把握好四个维度

  在应用维度，近期加快推进典型场景的试点示范项目，中远期从条块结合入手重构上海能源供需模式。一是鼓励在数据中心、高端制造等电力质量要求较高的场景和参与上海大用户调峰计划的企业率先开展试点示范项目建设。二是在安全可靠的前提下，支持市场主体在用户侧拓展应用市场，积极探索可持续的商业模式。三是在上海未来海上风电大规模并网地区、市内电源基地和主干电网重点保障区域预留未来储能项目建设用地。四是梳理条块需求规划未来应用场景。从上海工业、交通、建筑三大重点用能领域出发，规划一批未来重点工业集中储能项目。

  在产业维度，近期聚焦锂电池储能集成装备基地建设，中远期打造全国新型储能产业价值链高地。一是以核心装备制造和模块化储能系统集成为抓手，加快打造临港新型储能产业集聚区。二是积极培育未来行业潜在龙头。三是打造新型储能产业价值链高地。四是营造新型储能产业创新优质环境。

  在技术维度，近期支持新型储能技术创新多元化发展，中远期以共性技术为抓手形成技术创新策源地。一是夯实新型储能未来技术的领军优势。二是支持新型储能行业的共性技术研发。三是支持科研院所参与关键技术的深度合作。四是积极引培市场化技术研究服务中心落户。

  在政策维度，近期完善准入政策和安全标准扫清市场化障碍，中远期进一步深化能源体制改革为新型储能发展创造更大市场空间。一是加快明确项目准入门槛和负面清单。二是加快出台项目安全技术标准。三是适时出台市场化支持配套政策。四是进一步深化能源体制改革。

  （二）需要规划好三侧场景

  从源侧来看，上海电力结构中可再生能源占比不高，对电网安全的影响可控，因此在风光项目建设要求中虽然建议配套储能，但并没有强制执行。未来新型储能源侧的应用场景主要为大规模新能源接入和火储联调两个方向。随着未来海上风电的大规模接入，局部电网会受到一定的冲击，在海上风电的并网端存在适时建设配套储能的需求。推广火储调频项目存在技术可行性，但尚缺乏经济性，需要电力市场进一步深化改革。

  从网侧来看，技术适应性是新型储能大规模应用的关键问题。通过长期前瞻性规划布局建设，上海已经建成了500千伏双回路坚强、可靠、韧性主干电网，供电可靠率达到99.996%，供应安全和应急保障能力均居全国首位，应用大规模网侧新型储能的需求并不紧迫。同时，目前主流的新型储能技术为锂离子电池技术，充放电次数较少，能量密度较低，性能衰减较快，这些技术短板都不太适应电网侧的实时调峰调频需求。因此，网侧新型储能应用更适合采用传统抽水蓄能电站，压缩空气储能电站可以作为抽水蓄能电站的一个重要的技术替代方向。

  从用户侧来看，上海潜在应用场景还是较为丰富的，除了工业大用户、数据中心、5G基站/通信基站、智慧园区、光储充充电站等一般应用场景外，交通领域的多元新型储能利用未来有潜力成为用户侧储能应用的一大亮点。上海新能源汽车保有量全球城市第一，在未来车用电池的性能、寿命都大幅提高的情况下，V2G（电动汽车给电网送电）模式将有望得到大规模推广；上海地铁运营里程世界第一，在地铁场景推广新型储能具有较大优势；作为全球知名的航运中心和航空枢纽，上海航运航空用能需求较大，可以结合氢基能源产业化发展，实现绿色燃料替代。