抽水蓄能仍为主流但未来发展空间可能受限。抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是当前商业化程度较高、应用范围较广的主流储能技术。从国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位，截至2020年底，抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的94%。但抽水蓄能电站的建设受地形因素限制较大，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。

以电化学储能为主的新型储能增长迅速，成为储能行业发展的主力。电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制，正成为储能产业发展新动力。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、总能量43.08GWh。电化学储能中以锂离子电池为主导，但三元锂电池安全隐患较突出，意味着安全性更高的磷酸铁锂电池、液流电池等未来有望进一步打开市场空间。

新型储能技术适用场景各异，聚焦三大降本思路促进规模化应用。在推动新型储能技术规模化应用过程中，应针对不同的应用场景，匹配满足电网高安全性、长寿命、低成本、高效率等需求的储能技术，除了电化学储能技术的市场前景值得关注外，压缩空气储能、飞轮储能、氢(氨)储能等的商业化潜力同样不容小觑。当前业界主要聚焦三类降本思路，助力以电化学储能为代表的新型储能技术实现规模化应用：一是注重提升电池组循环寿命；二是合理降低供应链成本，例如实现低成本材料替代；三是优化储能冷却和集成方式等技术，提升储能系统整体效率。

政策引导、市场机制优化双管齐下，保障新型储能长期稳定发展。新型储能发展除了需要实现技术进步和提高成本竞争力外，有利的政策环境和市场机制也必不可少， “十四五”以来，国家正积极推动新型储能到2025年实现从商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。从中长期来看，中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式，实现高质量发展。可借鉴美、欧、澳等的电力市场化经验，适当考虑放开电价管制并建立合理竞价机制，让储能主体从电价波动(即充电和放电的价差)中获得商业收益，并结合国内各地储能发展现状，从电力市场化和新型储能参与市场方式两方面逐步优化。

来源：毕马威

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