提升新型储能建设水平 加快建设新型能源体系

　　作者：李佐军 田惠敏

　　日前召开的中央经济工作会议提出，“加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力”。实现碳达峰碳中和，努力构建清洁低碳、安全高效能源体系，是党中央、国务院作出的重大决策部署。储能是建设新型能源体系的重要支撑，被喻为新能源的“稳定器”、电力系统的“充电宝”、能源供应的“蓄水池”。抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。

　　新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，包括新型锂离子电池、液流电池、压缩空气、机械储能等。相比传统储能，新型储能具有环境适应性更强、能够灵活部署于各类应用场景、建设周期短（目前应用最广泛的电化学储能项目，建设周期仅需3个月至6个月）等优势，可在新能源比重不断提高的新型电力系统中发挥重要调节作用。新型储能通过与数字化、智能化技术深度融合，可成为电、热、冷、气、氢等多个能源子系统耦合转换的枢纽。工业和信息化部数据显示，截至2023年9月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达2123万千瓦，位居全球前列。

　　国家和地方政府密集出台政策支持新型储能发展，新型储能已成为我国战略性新兴产业。国家层面，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，对新型储能技术进步、政策机制、行业管理等问题作出总体安排。2021年10月，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确指出，要加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，部署了“十四五”时期新型储能在技术创新、试点示范、政策保障等方面的重点任务。并提出到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。地方层面，包括山东、浙江、四川、广东、河南、江苏、贵州、湖北、江西、内蒙古在内的超20个省市自治区均在近期发布了储能相关政策。据不完全统计，2023年1至11月，全国共发布国家层面储能政策67条和地方层面储能政策超450条，涉及储能规划布局、储能补贴、新能源配储、储能参与电力市场交易、充换电及新能源汽车等多个领域。2023年12月19日，我国新型储能创新中心正式落户广州。这是广东首家国家地方共建的制造业创新中心，也是新型储能领域唯一一个国家创新中心，将助力广东打造新型储能万亿级产业集群，推动我国新型储能产业高质量发展。

　　当前我国新型储能市场仍是政策性市场，距离市场化运作还存在一段距离，其经济性、安全性等问题还未得到有效解决，“高增长、低使用”的矛盾较为突出。一是技术性能方面，新型储能技术在配置灵活性、使用寿命、工期、能量密度、功率响应、转换效率等方面存在不足。如，电化学储能功率水平低，连续放电时间短，使用寿命短，部分技术存在环境污染风险；传统的压缩空气储能技术对储气库的选址要求高，技术效率低，运行维护成本高。二是成本要素方面，新型储能的成本相对昂贵。以锂离子电池为例，受电动汽车大规模应用影响，近年来锂离子电池的成本呈下降趋势，但目前单位电力的全生命周期成本仍是抽水蓄能的2-3倍；钒氧化还原液流电池储能的关键材料和组件尚未大规模商业化，成本更是抽水蓄能的5-6倍。三是安全性方面，新型储能安全隐患制约着行业的健康发展。近年来，储能事故频发，如锂离子电池热失控的安全风险突出。此外，储能电站的建设和管理还存在技术标准法规不健全、安全技术不成熟、安全管理机制不健全等问题。四是市场化方面，我国储能参与中长期交易、现货交易等市场规则尚不完善，存在储能市场准入少、配套服务市场补偿低等问题，新型储能的作用没有完全体现在配套服务的价格机制上。

　　提升新型储能建设水平，加快建设新型能源体系，需在以下四个方面做好工作。

　　第一，提升新型储能科技创新能力。一是开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发。加强产学研用融合，加快实现核心技术自主化，加快创新成果转化。二是强化电化学储能安全技术研究，推动建设一批国家储能高新技术产业化基地。支持建设国家级新型储能重点实验室、工程研发中心等国家级创新平台，推动高功率密度电池等关键技术产业化和工程化。三是增强新型储能产业竞争力。组织实施重大科技创新项目，推动压缩空气储能、液流电池、固态电池等新型储能关键技术突破。加快实施高安全、长寿命、低成本新型储能技术研究，加强储能电站安全集成技术研究与应用，聚焦不同应用场景。四是通过重大项目建设引导提升新型储能核心技术装备自主可控水平，重视上下游协同，支持中国新型储能技术和标准“走出去”。

　　第二，完善新型储能安全管理体系。一是严格控制新储能项目参与者资质，建立合理的新储能行业准入机制，提高行业整体标准水平。二是健全储能技术标准及管理体系，加强现行能源电力系统相关标准与新型储能应用的统筹衔接，推动完善新型储能检测、认证、安装和运行体系、安全标准及管理体系建设。三是提升储能建设运行质量。以电力系统需求为导向，以发挥新型储能运行效益和功能为目标，建立健全各地方新建电力装机配套储能政策。

　　第三，完善新型储能技术标准体系。一是加快完善新型储能技术标准，围绕新型电力系统需求，建立覆盖新型储能项目建设、生产经营全过程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。二是细化储能电站上网类型和应用场景，完善上网系统安全设计、测试和验收标准。结合储能新技术创新和应用场景拓展，及时开展相关标准制修订工作，推动各类储能新科技研发、示范应用和标准制定协同发展。三是加强对新型储能重大示范项目分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。

　　第四，优化新型储能市场交易机制。一是充分发挥新储能容量和电力的多重价值，允许同时参与各种电力市场，并在交易申报、交易清算、调度和呼叫过程中享有与其他市场主体相同的权利。二是推动新储能与新能源捆绑参与中长期交易，鼓励在高峰和低谷期签订市场合约。引入付费一次调频、惯性、爬坡等交易新品种，增加储能收入。三是健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动新型储能电站参与电力市场，完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。四是深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。

　　（李佐军：国务院发展研究中心公共管理与人力资源研究所所长、研究员；田惠敏：国家开发银行规划研究院副研究员）