“超级充电宝”蓄势待发（经济聚焦·一线看储能④）(2)

　　应用成本稳步下降。随着储能产业规模发展和技术进步，其应用成本稳步下降。陈海生介绍，过去10年新型储能成本平均每年下降10%至15%。其中，锂离子电池、压缩空气储能成本快速下降，逐步向抽水蓄能接近，“目前先进的压缩空气储能项目每千瓦装机成本为5000至6000元，折算成度电成本为每千瓦时0.25元至0.3元，未来5年有望再降20%至30%。”根据水电水利规划设计总院发布的报告，2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资为5367元。

　　应用场景多样，满足不同需求

　　白天屋顶光伏发电，晚上储能电池吸收低谷电，在用电高峰时“反哺”给厂区——在江苏海基新能源公司，这套光储一体化系统每年能为厂区省下不少成本。“无锡的工业低谷电价每千瓦时只有0.28元左右，而高峰电价每千瓦时为1.15元左右，储能利用这样的峰谷价差，每年能为海基新能源节省五六十万元电费。”国网无锡供电公司工作人员李向超算了笔账。

　　这只是储能多种应用场景之一。通过与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，储能有助于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。

　　陈海生介绍，在电源侧，储能可以提升新能源并网友好性和容量支撑能力，助力高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳，提升常规电源调节能力；

　　在电网侧，储能可以提供调峰、调频等多种服务，提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力，提高电网安全稳定运行水平，同时还能增强电网薄弱区域供电保障能力，延缓和替代输变电设施投资，提升系统应急保障能力；

　　在用户侧，储能可以用于分布式供能系统，提高用能质量、降低用能成本，同时通过用户侧储能以及充换电设施、智慧用电设施等，提升用户灵活调节能力。

　　中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，2022年，新增投运新型储能项目中，依旧是电网侧新增装机规模最大，占比约47%；此外，电源侧占比45%、用户侧占比8%。目前来看，我国华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。

　　不同的储能技术因其性能特点不同，适用不同的应用场景。国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌分析，抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。

　　加快完善机制，保障安全水平

　　加快推动储能规模化、产业化和市场化发展，成为能源行业的共识。

　　根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，“十四五”期间抽水蓄能电站的建设数量将超过200个，已建和在建规模将跃升至亿千瓦级，预计到2025年我国抽水蓄能电站装机容量将达到6200万千瓦，这相当于近3个三峡电站的总装机容量。新型储能方面，国家能源局科技司有关负责人介绍，预计到2025年末装机规模将达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

　　尽管市场前景广阔，但储能的发展规模和质量还有很大挖潜空间——

　　技术研发还需发力。尽管我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，但钠离子电池储能、飞轮储能等其他新型储能技术，尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段。陈海生认为，储能技术创新能力显著提高，要在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得进步，并且做到核心技术装备自主可控。