新型储能迎战略机遇期 规模化发展须过"三关"

　　新型储能迎来顶层设计。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《实施方案》)，明确到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。利好政策助推下，新型储能发展步入快车道。

　　　迎来重要战略机遇期

　　新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、飞轮、压缩空气储能等，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，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。

　　“十三五”以来，我国新型储能由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

　　在全国首座大型电网侧铅碳储能电站——湖州长兴10千伏雉城储能电站蓄电池室内，20160个铅碳蓄电池整齐地放置于21个电池架上，其最终储能电量为24兆瓦时，最大放电功率达12兆瓦，总容量相当于40多万个10000毫安时的普通家用充电宝的电量。

　　“这些电池在用电低谷时接入电网充电，在用电高峰时释放电力有效填补电力缺口，起到削峰填谷的作用。”国网湖州供电公司运检部项目负责人管敏渊介绍说，电能流过储能变流器、主变等设备并入湖州电网，得以实现电能的双向转换流通，满足用户可靠供电。同时，电站还能充当应急发电车的角色，在地区电网故障时可以毫秒级的速度替补上场，为电网接力续航。

　　“十四五”时期是新型储能发展的重要战略机遇期。中国能源研究会储能专委会副主任委员裴哲义表示，随着新能源装机规模不断增加，电力系统稳定水平明显下降。以电化学为代表的新型储能具有调节速度快、布置灵活、建设周期短等特点，对构建更加灵活高效的新型电力系统具有重要意义。

　　值得注意的是，《实施方案》并未提及此前相关文件中提出的“十四五”新型储能发展规模3000万千瓦以上的装机目标，引发市场猜测。电力规划设计总院技术创新与产业策划中心主任戴剑锋透露，国家对于装机的总体目标并没有改变，刚刚发布的《实施方案》更注重提升发展质量，强调从技术创新、试点示范、商业模式、标准体系等方面全方位支撑新型储能高质量发展目标实现，未来国家会进一步加大对新型储能发展的支持力度。

　　　　规模发展三大难题待突破

　　根据《实施方案》确立的发展目标，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

　　专家认为，从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，新型储能要实现规模化发展还要突破三方面限制。

　　一是成本回收问题。新型储能的应用场景广泛、投资门槛低、统筹管理难，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。此外，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益方式单一，尚未形成可持续的商业模式。

　　二是技术标准问题。当前对新型储能规划设计和调度运行机理的研究不够深入，发输配用等环节对新型储能的协同融合考虑不足，导致相关标准不够完善。在缺乏规范引导和技术要求的情况下，难免出现低效重复建设的情况，利用效果也会打折扣。

　　三是电化学储能安全问题。当前新型储能项目中90%以上为电化学储能，由于电池热稳定问题，近年来国外储能安全事故频发，国内也发生了类似事故，引发政府管理机构和行业的担忧，给新型储能投资建设带来影响。

　　现阶段，技术创新仍是新型储能突破发展瓶颈的内生动力。“着力点在于打造以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系。”戴剑锋表示，要积极鼓励“百花齐放”，以构建新型电力系统需求为导向，推动多元化储能技术发展，统筹技术发展基础和当前紧迫需求，推动相对成熟技术加快商业化发展，支持新兴技术集中攻关和研发储备，并加强创新资源的优化配置。

　　以市场机制为根本依托

　　与光伏、风电等新能源产业发展前期的大规模补贴路线不同，新型储能产业发展更强调“以市场机制为根本依托”。《实施方案》明确，加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。这意味着解决新型储能高成本的问题，必须依靠体制机制改革和商业模式创新。

　　一直以来，储能无法形成合理商业模式的主要原因是缺乏有效的市场机制。《实施方案》提出，营造良好市场环境，推动新型储能参与各类电力市场。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

　　对于如何完善新型储能成本疏导机制，戴剑锋认为，要分类施策推动成本疏导，对“新能源+储能”项目在并网、消纳、考核等方面给予支持，探索独立储能电站容量电价和电网替代性储能纳入输配电价的相关机制。同时，加快全国统一电力市场建设，完善市场机制，推动储能参与各类市场获取多重收益，真正实现按效果付费。

　　在拓展新型储能商业模式方面，《实施方案》提出，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。

　　多元化应用和商业模式创新也有利于新型储能拓展市场。从具体应用看，储能行业与电力系统转型是深度绑定的。储能在新型电力系统的发电侧、电网侧、用户侧三大场景都可发挥重要价值。比如，在发电侧可提高新能源消纳水平;在电网侧可以缓解调峰压力、保证容量充裕度;在用户侧可以形成产销一体、智慧用能的能源消费新格局。