新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备

编者按：近年来，国家、省区层面密集出台多项新型储能相关政策,新型储能技术也在不断发展。但由于新型储能市场机制不健全、收益渠道单一、盈利能力不强，投资主体自愿建储的积极性不高。

当前，随着风电、光伏等可再生能源的大规模发展，叠加实现“双碳”目标的需求，储能被看作是建设新型能源体系的重要支撑、并被比喻为新能源的“稳定器”、电力系统的“充电宝”、能源供应的“蓄水池”，为什么储能的发展如此重要?新型储能产业化发展之路又将面临哪些挑战，如何突破?

新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。为加快推动新型储能产业高质量发展，需正确研判新型储能发展中的难点、痛点，采取有效措施补齐短板、化解症结。

新型储能支持政策密集出台

近年来，国家、省区层面密集出台多项新型储能相关政策，涉及顶层规划、安全运行、电力市场等多方面内容，致力于加速推动新型储能发展，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供强力支撑。

在顶层规划方面，2021年7月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变;到2030年，实现新型储能全面市场化发展。2022年2月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，从总体要求、技术攻关、试点示范、规模化发展、体制机制、政策保障、国际合作等方面细化实施举措，指明发展方向。

在新能源配储方面，目前全国大部分省份已出台新能源配置储能的政策，由于各省份的能源资源与发展定位各异，配储要求有所不同，但普遍要求配储比例在10%~20%，时长2~4小时，山东、新疆部分地区要求配比高达30%。配储方式呈多元化态势，可新能源场站内自建，鼓励建设、租赁独立储能实现资源共享。

在电力市场方面，2022年5月，国家发改委、国家能源局印发《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》，明确了新型储能独立市场地位，对配建储能与独立储能、用户侧储能与电网侧储能参与电力市场作出具体部署。2023年，广东、新疆、贵州等省份纷纷出台新型储能参与电力市场的实施方案，明确新型储能准入要求，参与中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场的规定与流程，从体制机制方面推动了新型储能参与电力市场。

在安全运行方面，新型储能安全管理制度不断完善。2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》，从项目准入、生产与质量控制、设计咨询、施工及验收、并网及调度、运行维护、退役管理、应急管理与事故处置等环节规范电化学储能电站安全管理。2022年4月，国家能源局印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》指出，要高度重视电化学储能电站安全管理，要做好电化学储能电站规划设计安全管理、设备选型、施工验收等工作。

新型储能发展仍存在诸多挑战

在装机规模方面，根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国新型储能累计装机规模首次突破10吉瓦，达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。新型储能装机规模爆发式增长，势头强劲，然而在高速发展的背后，体制机制的症结也逐渐显现。全国大部分省份政策规定新能源配储比例为10%~20%，强制配储仍是支撑新型储能装机规模快速攀升的核心力量，由于新型储能市场机制不健全、收益渠道单一、盈利能力不强，投资主体自愿建储的积极性不高。

在应用场景方面，根据CNESA与自然资源保护协会(NRDC)联合发布的研究报告数据显示，截至2022年底，中国表前(发电侧+电网侧)已投运新型储能项目的应用累计装机占比83%，用户侧仅占17%。新型储能应用发展不均衡，储能装机主要分布在发电侧与电网侧，关键原因是表前新能源发展迅猛为表前新型储能带来巨大发展红利。作为用户侧储能主要获利渠道的峰谷套利收益偏低，新型商业模式如虚拟电厂、智慧能源等还未成熟，导致用户侧储能成本疏导困难，投资活力不强。

在安全运行方面，全球新型储能累计装机90%以上是锂离子电池储能，但由于电池一致性管理技术、动力电池性能监测与评价体系等不成熟导致锂离子电池储能容易发生燃烧、爆炸等安全事故。根据公开资料，国内外已发生多起锂离子电池储能安全事故，韩国更是高达30余起。全球新型储能安全事故频发暴露新型储能技术标准、管理、监测、评估体系亟需进一步完善。

推动新型储能高质量发展相关建议

健全新型储能市场机制，激发经营主体活力。完善新型储能以储能聚合商、新能源+储能等多种形式参与辅助服务的市场机制，丰富辅助服务交易品种，研究新型储能参与备用、爬坡等辅助服务交易，拓宽新型储能收益渠道;充分发挥新型储能在现货市场中的技术优势，研究健全新型储能参与现货市场的准入条件、市场机制，明确相关交易细则，激发市场活力;建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，推动电网侧储能高质量发展。

完善峰谷分时电价，深挖用户侧储能发展潜力。峰谷套利是用户侧新型储能获利的重要渠道，但当前峰谷价差普遍较低，储能收益难以覆盖成本，导致用户侧建储投资低迷。应参考电力现货市场分时电价信号，适时调整分时电价时段划分、浮动比例，统筹考虑电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等实际情况，合理拉高峰谷价差，结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，提升新型储能峰谷套利能力。持续完善虚拟电厂、智慧能源等用户侧储能新型商业模式，进一步挖掘用户侧储能发展潜力。

突破技术完备标准，保障储能安全稳定运行。从技术层面解决安全隐患，聚焦新型储能运行全过程中的安全技术，尽快突破电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、高效灭火及防复燃、电池组故障在线诊断技术等关键技术。从管理层面筑起安全屏障，持续健全新型储能安全生产法律法规和标准规范，完善管理体系，明确产业上下游各环节安全责任主体，强化安全责任落实，健全基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护、安全应急等领域标准，构建安全可靠的新型储能标准体系。