核心提要

　　●新型儲能技術以其靈活調節能力等方面優勢，逐步成為構建新型能源體系、推動能源綠色低碳轉型的關鍵一環

　　●目前，政策對儲能電站的安全監管已從前期規劃設計覆蓋到了實際運行監測全過程

　　●與新型儲能產業密切相關的體制機制改革正步入深水區，為新型儲能高質量發展開啟了新的篇章

　　今年《政府工作報告》明確提出，“加快建設新型能源體系”。這也是黨的二十大報告提出“加快規劃建設新型能源體系”的再部署、再推進。

　　隨著新型能源體系加速構建，新型儲能以響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，在新型能源體系中發揮著至關重要的調節作用，也逐步成為實現“雙碳”目標的重要支撐。

　　多元化技術路線穩步推進

　　在“雙碳”目標愿景下，新能源高比例大規模接入電網，給電網安全穩定運行帶來了一定挑戰。新型儲能技術以其靈活調節能力等優勢，逐步成為構建新型能源體系、推動能源綠色低碳轉型的關鍵一環。

　　近年來，我國新型儲能技術發展速度不斷提升，能量密度、功率密度和循環壽命大幅提升，安全防控技術和措施不斷完善，液流電池、鈉離子電池、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等技術發展迅速，呈現“百花齊放”態勢，但也依舊面臨技術瓶頸。

　　“當前各類新型儲能技術普遍處于實驗示范階段或商業化初期，仍需加大技術攻關力度與技術集成。”中國能源建設集團有限公司黨委書記、董事長宋海良指出。

　　“從產業角度來看，亟待加快推動構建完整的產業鏈與創新鏈。”宋海良建議，在政策上應支持骨干國有企業通過產業聯盟、產業鏈鏈長等形式開展先進技術、關鍵裝備和核心材料研發攻關，加大產業化應用支持力度，實現創新鏈與產業鏈有效對接。

　　在推動儲能技術迭代開發和產業升級方面，國網湖北省電力有限公司黨委書記、董事長李生權也表示：“建議國家能源主管部門聚焦各類應用場景，關注多元化技術路線，以穩步推進、分批實施的原則，優選開展新型儲能試點示范，加強試點項目跟蹤評估，確定關鍵技術經濟參數，不斷完善儲能技術標準體系。”

　　中國電氣裝備集團有限公司科技創新部部長張帆則認為，要積極布局新型儲能、綜合能源、充換電、電力電子等戰略性新興產業，加大資源整合聚合融合力度，著力搶占技術制高點，形成具有完全自主知識產權的核心產品和技術方案。

　　提升安全可靠水平已成共識

　　截至2022年底，全國新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能占比94.5%、壓縮空氣儲能占比2.0%、液流電池儲能占比1.6%、鉛酸(炭)電池儲能占比1.7%、其他技術路線占比0.2%。從2022年新增裝機技術占比來看，鋰離子電池儲能技術占比達94.2%，仍處于絕對主導地位。

　　隨著電化學儲能蓬勃發展，其引發的安全問題也愈發嚴峻。

　　2022年4月，國務院安全生產委員會印發的《“十四五”國家安全生產規劃》強調，要嚴密防控電化學儲能站等新技術新產業新業態安全風險。同月，國家能源局印發《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》指出，將項目法人列為安全運行責任主體，從規劃設計、設備選型、施工驗收、并網驗收、運行維護、應急消防處置能力方面提出安全管理要求。

　　寧德時代新能源科技股份有限公司董事長曾毓群針對電池儲能安全問題提出3條建議：一是參照核電級安全，建立以失效概率為依據的電池儲能系統安全分級評估體系，并將該體系納入重大項目招標條件，引導電池儲能邁向以“核電級安全”為標桿的高質量發展。二是圍繞大容量高安全高可靠電池儲能集成系統這一關鍵領域，加強電化學儲能系統測試評估與實證，建設國家級電化學儲能實驗驗證平臺。三是加強電池儲能數據的統計發布和共享。國家儲能平臺數據分級分類面向電池企業有序開放，以便電池企業支持平臺建立更為準確的儲能電站安全預警模型，為儲能電池產品的不斷優化提供數據支撐。

　　在張帆看來，要進一步健全主設備、安全防護等技術標準體系，堅持高質量發展，扶持支持龍頭企業做強做優做大，形成龍頭牽引、鏈條延伸、集群共進的產業生態。

　　記者梳理發現，據不完全統計，北京、山東、江蘇等地陸續出臺安全相關政策，內容涉及儲能電站規劃、評估、備案、審批、設計、施工、驗收、消防等方面，部分地區要求嚴格落實設計單位、施工單位、檢驗機構、運維機構、業主單位的責任。目前，政策對儲能電站的安全監管已從前期規劃設計覆蓋到了實際運行監測全過程。

　　可推廣商業模式仍需探索

　　近年來，在國家政策引領下，新型儲能產業迅猛發展，但其經濟性和商業模式等問題仍未得到有效解決，一定程度上制約了產業高質量發展。

　　據了解，目前新型儲能在我國尚未有穩定的商業模式，無論是可再生能源配置儲能還是新型儲能參與輔助服務市場等，都受政策影響非常大，商業模式尚不清晰，盈利較為困難。

　　據中關村儲能產業技術聯盟(以下簡稱“CNESA”)不完全統計，獨立儲能規模接近2022年新增投運新型儲能裝機規模的50%。未開展電力現貨市場的省份(如湖南、寧夏等)以容量租賃、輔助服務補償為主。“8+6”兩批電力現貨試點中，僅有山東、山西、甘肅制定了儲能參與現貨市場的規則細則，收益模式分別為“現貨價差套利+容量租賃+容量電價補償”“現貨價差套利+一次調頻”“價差套利+調峰容量市場”。其中，山東成為全國首個實際開展獨立儲能參與現貨市場實踐的省份。浙江、廣東等地區目前尚未強制要求新能源電站配儲，也未出臺容量租賃相關政策，獨立儲能無法獲得容量租賃收入。

　　“應因地制宜發展新能源配儲能，要以市場化方式引導各類主體投資建設，鼓勵新能源基地集中配置儲能，積極發展共享儲能、電網側儲能、用戶側儲能。”中國華能集團有限公司黨組書記、董事長溫樞剛指出。

　　“對企業探索共享儲能商業模式給予適當政策傾斜。”針對新型儲能商業模式困境，宋海良建議，要加大力度支持企業探索新型儲能在支撐新能源基地規模化外送、緩解電力供應壓力、提升新能源就地消納能力等應用場景中的一體化解決方案，深度挖掘新型儲能融合協同價值。做好儲能參與各類市場的統籌設計，實現有效銜接，引導獨立儲能運營商形成多元化的成本疏導和盈利途徑。

　　記者了解到，目前在工商業電價差較大的地區，用戶側儲能已初步具備盈利能力，而其他地區應用場景因缺乏有效的商業模式和市場機制，大規模投資建設驅動力不足。

　　降本增收亟待完善體制機制

　　如何進行新型儲能成本疏導?如何建立健全新型儲能參與電力市場機制?

　　正泰集團股份有限公司董事長南存輝認為，應合理界定輸配電服務對應的儲能成本，并將其納入輸配電定價成本構成范圍，推動發電側儲能的運行和價格政策制定。

　　宋海良也表示，應探索建立新型儲能容量補償機制和容量市場，合理體現儲能設施的裝機經濟效益。推動現貨市場逐步放開市場價格上限約束，允許儲能等高成本靈活性資源通過短時高電價盈利，明確電儲能輔助服務市場準入。鼓勵各地積極探索創新各種類型的新型儲能價格機制，在條件成熟時先行先試，加快推動儲能產業形成穩定合理的收益空間。

　　“建議參照抽水蓄能電站政策，出臺新型儲能價格形成機制和容量電價核定辦法。”張帆表示。

　　基于儲能對風光電力的回收作用，張帆建議將儲能發出的電力認定為“綠電”，可作為主體參與碳匯市場，進一步發揮儲能多重作用，彌補儲能盈利能力的不足。

　　“建議國家能源主管部門完善儲能價格政策和參與電力市場相關機制，提高新能源對系統的主動支撐能力，研究制定新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，完善儲能參與電力系統調節輔助服務市場機制。”李生權呼吁。

　　記者從CNESA了解到，2022年，國家和各地方共發布市場規則相關的政策85項。在政策支持引導下，2022年，山東省新型儲能首次參與現貨市場，獨立儲能可以通過現貨套利、容量租賃、容量電價補償獲得收益;山西省印發全國首個針對新型儲能參與一次調頻有償服務的地方政策;甘肅省建立了首個新型儲能參與的調峰容量市場，通過容量補償實現靈活性調節資源固定成本的有效疏導，獨立儲能可以通過參與現貨市場、調峰容量市場、調頻市場獲得多重收益;南方、西北、華北、華東等區域修訂了新版“兩個細則”，再次明確新型儲能的市場主體地位，并推動新型儲能參與多項品種的交易。

　　目前，與新型儲能產業密切相關的體制機制改革正步入深水區，為新型儲能高質量發展開啟了新的篇章。

中國能源新聞網記者 余璇