我国新型储能未来发展仍凸显“三大困惑”

文/图 本报记者 李元丽 2020年9月，我国郑重向世界宣布了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标。

在新发展理念的引领下，我国能源绿色低碳转型的步伐不断加快，风能、太阳能等新能源在能源体系中的占比不断提升，新能源装机数量日益提升，我国的能源结构正在不断调整优化。但随着可再生能源装机规模和利用率不断提升，新能源的波动性、间歇性等技术缺陷日趋凸显，由此产生的电力消纳难、外送难、调峰难等问题严重制约了行业的可持续发展。

在这一背景下，作为解决这些难题的有效手段之一，新型储能以建设周期短、选址简单灵活、暂态调节能力强，为解决我国电力系统的稳定与平衡问题发挥了积极作用，不仅成为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，而且成为我国构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施，更是推进实现碳达峰、碳中和目标，抢占国际战略新高地的重要支撑。

“十四五”是加快构建新型电力系统、推动实现碳达峰目标的关键时期。新型储能不仅可促进新能源大规模、高质量发展，助力实现“双碳”目标，同时，作为技术含量高、增长潜力大的全新产业，新型储能还有望成为新的经济增长点。

发展储能是长久之计，也是当务之急。2021年至今，全国600多项储能相关政策出台，支持力度达到空前之高。同时，各地方基于区域能源发展的切实需求相继发布了“十四五”储能发展目标。

那么，各地新型储能发展还需要破解哪些难题？还有什么深层次的矛盾和问题？如何加快推动新型储能健康高质量发展？带着这些问题，7月10日至14日，9月13日至15日，全国政协副主席李斌、何维分别率队,全国政协“加快推动新型储能发展”调研组赴山西、福建两地进行专题调研，并通过书面形式了解内蒙古、山东等省新型储能发展情况。调研组先后深入不同类型企业，详细了解产品研发、新型储能项目建设和生产运营等情况，以及新型储能建设取得的成效与路径，与政府和企业共同探求加快推进新型储能高质量发展的“钥匙”。

■ 行业呈现“百花齐放”之势

根据中国化学与物理电源协会发布的《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年全球储能市场装机功率约为205.3GW。其中，我国储能市场装机功率为43.44GW，位居全球第一。产业爆发的背后，是近年来政策引导、市场需求及自身发展等多种因素的共同推动。

在政策层面，今年以来，储能行业利好政策密集出台。其中，国家发改委、国家能源局于3月21日正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，储能行业将从商业化初期步入规模化发展，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。6月7日，国家发改委、国家能源局又印发了《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》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对其市场机制、价格机制和运行机制等作出部署。

顶层“路线图”有了，地方如何落实？

据了解，在新型储能方面，河南、青海、甘肃等6省提出了“十四五”末新型储能累计装机目标，总规模达19.2GW；广东、山东提出了“十四五”期间新型储能建设目标，总规模为6.5GW。从各省规划来看，多数省份鼓励发展“新能源+储能”的应用模式，鼓励建设集中式共享储能，鼓励建设电网侧独立储能示范项目。其中，天津、湖北、山东、重庆还明确提出要将储能作为独立市场主体参与电力市场交易。此外，多数省份都提出要鼓励智能电力系统的发展，积极推动储能与智能微网、柔性网络、大数据中心等融合应用发展，同时提出支持虚拟电厂、负荷集成商等新型需求侧管理模式的发展，培育智慧用能新模式。

从调研组实地调研情况来看，山西省在电网侧、电源侧、用户侧进行了实践探索。如，电网侧，山西省大同市利用大同一电厂退役火电机组因地制宜建成了国网时代华电大同热电储能工程，福建投入运行的晋江储能电站是全国首个采用大规模储能技术的电网侧独立储能电站；电源侧，山西省首批储能调频试点项目——华电忻州广宇煤电公司AGC储能项目建成投运；用户侧，山西省建成投运朔州陶瓷职业技术学院光储充一体化示范项目，同时配套全钒液流电池储能项目……从技术路线看，多种储能技术已在山西、福建发展中找到了着力点，成功带动了关键技术研发和关键设备制造业快速发展，一批新型储能项目正在蓬勃兴起。

“在调研过程中不仅看到了锂电池、液流电池发展，也看到了飞轮、压缩空气等一批储能技术在山西、福建落地应用；看到了‘新能源+电动汽车’‘共享储能’等应用模式示范，也看到了产学研用协同，带动关键技术创新和相关装备制造业集聚。”谈及实地调研情况时，国家能源局科技司副司长刘亚芳如是说。

全国政协委员、北京化工大学教授刘振宇表示，从调研情况看，应特别关注新能源和新型储能产业可持续发展之间的关系，化解、理顺“大规模产业布局”与“产品快速更新迭代”之间的矛盾，避免短期内大规模布局阶段技术可能导致资源浪费、投资损失等问题，同时还应加强基础、技术、工程、应用等不同层面的科学研究和关键技术问题的科学研究。

■ 技术发展呈现“多元并进”之貌

储能技术为构建新型电力系统、推进能源革命、实现碳中和目标提供了重要支撑，包括新型锂离子电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等在内的新型储能技术正为绿色发展注入动力。

调研组一行来到位于山西省朔州市的华电山西朔州热电飞轮储能项目建设现场时，建设者们正加紧施工作业。该项目土建主体工程已经完成，电缆沟开挖、绑钢筋、支模等附属工程正在有序推进中。据介绍，华电山西朔州热电飞轮储能项目于今年3月开工，建设规模为5MW/5MWh锂电池储能和2MW/0.4MWh能量型飞轮储能。同时这也是火电机组混合储能联合调频示范性工程，在保障常规供电、供热、热电联供功能的同时，可显著提升机组AGC调频辅助服务能力，进一步提升传统火电厂的灵活性和经济效益。

离开项目建设现场，调研组来到朔州经济开发区的中小制造业产业集聚园的山西国润储能科技有限公司。这是一家从事钒液流电池储能系统及液流电池、氢燃料电池内隔膜材料生产、销售及服务的企业。

“我们所生产的全钒液流电池是大规模、大容量、长时、高安全性储能的首选技术。”山西国润储能科技有限公司创始人孟青介绍说。

这家企业为什么这么自信？孟青向调研组一行介绍道，钒电池使用寿命极具优势，在100%充放电循环下，循环次数可超过2万次。同时，在它全生命周期内，能量保持率都可以达到100%。

安全性如何？对于委员问题，孟青很自信。她说，“钒电池的电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，只要控制好充放电电压，保持电池系统存放空间通风良好，就不存在着火爆炸风险。”

储能时间有多长？又有委员问道。孟青说：“如基于超级电容的飞轮储能技术，具有短时大功率的调节能力，锂离子电池适合1小时-4小时的储能需求，而钒电池则更适合于中长时储能，即4小时-12小时的储能”。

可见，与锂电池储能相比，钒电池储能安全性更高。那么，暂时处于领先地位的锂电池如今发展情况怎样呢？

调研组来到位于福建省宁德市的全球动力锂电池和储能锂电池龙头企业——宁德时代新能源科技股份有限公司（以下简称“宁德时代”）。

根据SNE Research数据，2017年至2021年宁德时代全球动力电池装机量市占率从16.5%提升到32.6%，连续五年位列全球第一。储能锂电池方面，据 EV Tank 数据，2021年宁德时代全球储能锂电池市场占率达24.5%，位居行业第一。

作为电化学储能的代表，宁德时代在新型储能发展中有着怎样的实践呢？全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群表示，在电力的发、输、配、用各个环节，电池技术都大有用武之地。“十三五”期间，宁德时代作为唯一中标单位承担了国家重点研发计划，把储能电池寿命从几千次提到一万两千次，单个储能电站规模达100MWh，成为全球标杆。今年，再次作为唯一中标单位，承接了国家“十四五”期间的电化学储能重点研发计划，项目研发目标是将循环寿命提到18000次，单个储能电站规模提高到1GWh，度电成本和储能容量都达到或优于抽蓄水平。“凭借高安全、长寿命、高可靠性等明显优势，2021年，我们在电化学储能领域的出货量也达到全球第一，全球市场占比大概是40%。到目前为止，我们的电池已经卖到了全球56个国家和地区，累计装车超过500万辆，全球每新增3辆新能源汽车就有一辆装载宁德时代电池。”曾毓群信心满满地说。

■ 未来发展凸显“三大困惑”

调研中，无论是在山西还是在福建，委员们看到了新型储能行业在各地发展的蓬勃之态，看到了地方政府对新型储能的“护航”，看到了不同类别企业在新型储能领域的“深耕”，也听到了在落实国家有关部署、因地制宜发展新型储能中遇到的困惑。

困惑之一：新能源企业配储“经济账”仍不好算。各地储能政策的可落地性和可操作性存在差异，“我要配储”的意愿不强，缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。“这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。特别是近两年原材料价格持续走高，让这个‘出项’的成本不断上行。”有企业家如此坦言。

困惑之二：新型储能的利用率不高。为解决风光电并网消纳问题，我国已有20多个省区明确提出新建（部分省区提出存量）风光电项目按照装机容量5%-30%、1小时至4小时配建储能，但风光配置储能在技术标准、转换效率、并网调度等方面尚未明确，导致新能源电站配套储能利用率远低于电网侧和用户侧共享储能。

困惑之三：源网荷侧储能发展还不够协同。随着大量风光电陆续并网，电力系统的安全、经济运行问题日渐突出，对储能的配置需求也不断提高，但我国新型储能发展目标还不够细化，主要体现在电力系统对电源侧、电网侧及用户侧储能的需求情况不明朗，储能规划与布局在顶层设计上缺乏差异化发展策略，还不能很好发挥新型储能在不同应用场景的经济特性。

针对上述困惑，全国政协委员、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员谷树忠建议，在推动新型储能高质量发展中应加大政策支持力度。对于新型储能发展中出现的新路径、新技术、新工艺、新设备、新材料、新方案、新模式乃至新场景，要持一种包容开放态度。同时，要着力营造公平的竞争环境，健康的发展格局。

结合全国市场情况，全国政协委员、金风科技董事长武钢建议，政府对各地已配置储能的新能源场站实际运行情况进行统计，摸清当前新型储能实际运行情况。同时推动电网企业以需求为导向，将新型储能纳入电网总体规划中，合理确定新型储能应用位置和配置规模，并对已足额配建储能的新能源场站给予相应费用免除；在价格机制方面，构建新型储能容量市场，明确给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制，并按照谁受益谁支付原则，建立新型储能价格疏导机制，由源、网、荷共同承担储能发展成本；在技术推动方面，扩大灵活性资源使用范畴，多措并举，发挥新型储能与其他灵活性资源互补作用，实现新型储能健康有序发展。

针对上述情况，全国政协委员、北京能源集团有限责任公司副总经理关天罡建议，需加快完善辅助服务市场交易机制和价格机制，发挥储能电站动态响应技术优势，改变目前调频储能“零和规则”，即由电网对各电厂进行考核，由对电厂的处罚资金作为其他电厂的奖励资金，各电厂奖罚相抵，提升储能电站在辅助服务市场上的竞争力。

■ 推动新型储能发展需解决好突出矛盾

“新型储能是技术创新不断演进、市场应用规模不断扩大、激励政策不断完善推动形成的蓬勃发展的新兴产业。正由于新型储能是前所未有的新兴产业，必须要重视发展过程中一些不可避免的突出矛盾和问题，而我们这次调研的目的就是要找出新型储能发展过程的突出矛盾。”作为调研组组长，全国政协常委、人口资源环境委员会主任李伟一再强调。

推动新型储能发展的主要矛盾是什么？调研组认为，近年来，国家密集出台了一系列推动新型储能发展的政策文件，但是新型储能作为能源市场中的一名“新成员”，还要有明确的“身份”，要有一份适合的“工作”，得到适当的“酬劳”，实现健康有序快速发展，还有很多工作要做。

具体而言，一是聚焦新型储能项目，加快突破制约新型储能发展的体制机制障碍，保障新型储能项目“有身份”“有活干”“有钱赚”，推动多元化、市场化、规模化发展；二是在产业发展方面，坚持示范先行，引导投资主体采用先进、高效的技术，加强新型储能调度运用，提升安全管理水平，实现“促创新”“促协调”“促安全”，积极稳妥推进高质量发展。

为此，调研组建议，一是给予新型储能公平公正的市场地位和市场环境。在修订电力法等相关法律法规时，明确新型储能“身份”，为尽快建立源、网、荷、储协调互动发展机制提供保障。同时，压实各地各部门责任，推动落实新型储能身份定位，建立健全与之相适应的管理体系，建立健全电力市场规则和交易细则，明确新型储能充电价格、放电价格、输配电价格等具体政策，加快形成有利于新型储能技术多元化创新，体现其多样性价值的体制机制。二是充分发挥新型储能在电力系统中的调节作用。在规划布局方面，加强源网荷储、发输配用一体化协同研究，为科学规划配置新型储能提供支撑，规范引导新型储能建设和利用。如，依托大型风电光伏基地及送出通道等国家重大项目，加快制定统筹配套新型储能的标准规范。三是形成健康可持续的盈利模式。加快建立能够反映新型储能价值的价格机制。对电源侧配套建设的新型储能，应给予相应电源差异化上网电价。对用于支撑电力系统安全高效运行的独立储能，在没有形成容量市场的过渡阶段，要秉持“按效果付费”“同工同酬”的原则，对能够提供与抽水蓄能同等服务质量和效果的新型储能，给予同等的容量电价补偿，鼓励不同技术“竞争上岗”。同时，突破制约用户侧储能大规模发展的体制机制约束，鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施聚合利用，实现“一储多用”。此外，还应丰富辅助服务市场交易品种，加快建立容量市场，适当扩大辅助服务成本占终端用能成本的比例，并按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊，充分利用市场的作用，通过市场发现价格，体现源网荷储不同要素的价值，既提高系统可靠性又降低全社会用能成本，更好地支撑经济社会高质量发展。

未来，随着新型储能在各地开花结果，一个统一公平、竞争有序、成熟完备的新型储能发展体系将逐渐显现在中国能源高质量发展的版图之上。