新型储能扶上马还需送一程

　　今年《政府工作报告》明确提出，“加快建设新型能源体系”。这也是党的二十大报告提出“加快规划建设新型能源体系”的再部署、再推进。

　　随着新型能源体系加速构建，新型储能以响应快、配置灵活、建设周期短等优势，在新型能源体系中发挥着至关重要的调节作用，也逐步成为实现“双碳”目标的重要支撑。

　　多元化技术路线稳步推进

　　在“双碳”目标愿景下，新能源高比例大规模接入电网，给电网安全稳定运行带来了一定挑战。新型储能技术以其灵活调节能力等优势，逐步成为构建新型能源体系、推动能源绿色低碳转型的关键一环。

　　近年来，我国新型储能技术发展速度不断提升，能量密度、功率密度和循环寿命大幅提升，安全防控技术和措施不断完善，液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术发展迅速，呈现“百花齐放”态势，但也依旧面临技术瓶颈。

　　“当前各类新型储能技术普遍处于实验示范阶段或商业化初期，仍需加大技术攻关力度与技术集成。”中国能源建设集团有限公司党委书记、董事长宋海良指出。

　　“从产业角度来看，亟待加快推动构建完整的产业链与创新链。”宋海良建议，在政策上应支持骨干国有企业通过产业联盟、产业链链长等形式开展先进技术、关键装备和核心材料研发攻关，加大产业化应用支持力度，实现创新链与产业链有效对接。

　　在推动储能技术迭代开发和产业升级方面，国网湖北省电力有限公司党委书记、董事长李生权也表示：“建议国家能源主管部门聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，以稳步推进、分批实施的原则，优选开展新型储能试点示范，加强试点项目跟踪评估，确定关键技术经济参数，不断完善储能技术标准体系。”

　　中国电气装备集团有限公司科技创新部部长张帆则认为，要积极布局新型储能、综合能源、充换电、电力电子等战略性新兴产业，加大资源整合聚合融合力度，着力抢占技术制高点，形成具有完全自主知识产权的核心产品和技术方案。

　　提升安全可靠水平已成共识

　　截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能占比2.0%、液流电池储能占比1.6%、铅酸(炭)电池储能占比1.7%、其他技术路线占比0.2%。从2022年新增装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位。

　　随着电化学储能蓬勃发展，其引发的安全问题也愈发严峻。

　　2022年4月，国务院安全生产委员会印发的《“十四五”国家安全生产规划》强调，要严密防控电化学储能站等新技术新产业新业态安全风险。同月，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，将项目法人列为安全运行责任主体，从规划设计、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置能力方面提出安全管理要求。

　　宁德时代新能源科技股份有限公司董事长曾毓群针对电池储能安全问题提出3条建议：一是参照核电级安全，建立以失效概率为依据的电池储能系统安全分级评估体系，并将该体系纳入重大项目招标条件，引导电池储能迈向以“核电级安全”为标杆的高质量发展。二是围绕大容量高安全高可靠电池储能集成系统这一关键领域，加强电化学储能系统测试评估与实证，建设国家级电化学储能实验验证平台。三是加强电池储能数据的统计发布和共享。国家储能平台数据分级分类面向电池企业有序开放，以便电池企业支持平台建立更为准确的储能电站安全预警模型，为储能电池产品的不断优化提供数据支撑。

　　在张帆看来，要进一步健全主设备、安全防护等技术标准体系，坚持高质量发展，扶持支持龙头企业做强做优做大，形成龙头牵引、链条延伸、集群共进的产业生态。

　　记者梳理发现，据不完全统计，北京、山东、江苏等地陆续出台安全相关政策，内容涉及储能电站规划、评估、备案、审批、设计、施工、验收、消防等方面，部分地区要求严格落实设计单位、施工单位、检验机构、运维机构、业主单位的责任。目前，政策对储能电站的安全监管已从前期规划设计覆盖到了实际运行监测全过程。

　　可推广商业模式仍需探索

　　近年来，在国家政策引领下，新型储能产业迅猛发展，但其经济性和商业模式等问题仍未得到有效解决，一定程度上制约了产业高质量发展。

　　据了解，目前新型储能在我国尚未有稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，都受政策影响非常大，商业模式尚不清晰，盈利较为困难。

　　据中关村储能产业技术联盟(以下简称“CNESA”)不完全统计，独立储能规模接近2022年新增投运新型储能装机规模的50%。未开展电力现货市场的省份(如湖南、宁夏等)以容量租赁、辅助服务补偿为主。“8+6”两批电力现货试点中，仅有山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，收益模式分别为“现货价差套利+容量租赁+容量电价补偿”“现货价差套利+一次调频”“价差套利+调峰容量市场”。其中，山东成为全国首个实际开展独立储能参与现货市场实践的省份。浙江、广东等地区目前尚未强制要求新能源电站配储，也未出台容量租赁相关政策，独立储能无法获得容量租赁收入。

　　“应因地制宜发展新能源配储能，要以市场化方式引导各类主体投资建设，鼓励新能源基地集中配置储能，积极发展共享储能、电网侧储能、用户侧储能。”中国华能集团有限公司党组书记、董事长温枢刚指出。

　　“对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。”针对新型储能商业模式困境，宋海良建议，要加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。

　　记者了解到，目前在工商业电价差较大的地区，用户侧储能已初步具备盈利能力，而其他地区应用场景因缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设驱动力不足。

　　降本增收亟待完善体制机制

　　如何进行新型储能成本疏导?如何建立健全新型储能参与电力市场机制?

　　正泰集团股份有限公司董事长南存辉认为，应合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本构成范围，推动发电侧储能的运行和价格政策制定。

　　宋海良也表示，应探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。

　　“建议参照抽水蓄能电站政策，出台新型储能价格形成机制和容量电价核定办法。”张帆表示。

　　基于储能对风光电力的回收作用，张帆建议将储能发出的电力认定为“绿电”，可作为主体参与碳汇市场，进一步发挥储能多重作用，弥补储能盈利能力的不足。

　　“建议国家能源主管部门完善储能价格政策和参与电力市场相关机制，提高新能源对系统的主动支撑能力，研究制定新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，完善储能参与电力系统调节辅助服务市场机制。”李生权呼吁。

　　记者从CNESA了解到，2022年，国家和各地方共发布市场规则相关的政策85项。在政策支持引导下，2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益;山西省印发全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策;甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益;南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。

　　目前，与新型储能产业密切相关的体制机制改革正步入深水区，为新型储能高质量发展开启了新的篇章。

　　来源：中国环境 作者：余璇