储能是新型能源电力系统构建的基石和标志

王志轩：从2017年10月，五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》印发至今，储能产业已成为能源电力领域的新热点，产业生态也跟随政策走向和形势的发展而“跌宕起伏”。随着碳达峰、碳中和“30·60”目标的提出，“万亿储能市场”“碳中和风口”这样的热词更是频频见诸媒体。

最近，《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见，其中提出“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，装机规模达3000万千瓦以上”，又一次推高了储能发展的热度。

储能作为新型能源电力系统构建的基石和标志，能受到这样的关注是在情理之中的，但产业发展有其必然的规律性，既要积极推动，也要理性地看待储能产业当前发展阶段所面临的问题。因此，需要抓住储能的经济性、安全性，以及应用场景、技术突破、规模化等关键问题，不断破解储能产业发展的瓶颈。

《中国电业》：在双碳目标下，发展储能的重要性何在？

王志轩：今年3月15日，中央财经委员会第九次会议部署了实现“双碳”目标的基本思路和主要举措，提出“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，在要重点要做好的工作中包括，“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”这一部署指明了能源电力领域未来发展的遵循和框架，也是发展储能的指南。

经过几十年的改革发展，我国已建成崭新而强大的能源技术产业支撑体系，我国能源电力发展取得了巨大成就，发电装机、发电量、电网规模均位居世界第一。十多年来，我国可再生能源的大发展与我国拥有一个坚强的电力系统是分不开的。能源转型的核心任务，是推动以化石能源为主导的能源系统，转向以可再生能源为主导的能源系统。发达国家能源转型是沿着石油替代煤炭、再到天然气替代石油的递进规律自然形成的，而我国能源转型并没有完成油气时代就要直接进入可再生能源时代，造成电力灵活性资源先天匮乏。我国要在发达国家由碳达峰到碳中和一半的时间里完成碳中和任务，必然需要在尊重科学规律的前提下，以创新领域转型，寻找“超车”的时机，而加快储能建设是一个重要领域。

把握好“安全”“绿色”“经济”能源三角平衡，是人类利用能源的共识，只是在不同的发展阶段、不同的资源禀赋下，其平衡点是不同的。在以低碳发展为核心的“绿色”目标已经确定的前提下，“安全”与“经济”目标的平衡将是能源电力战略布局和技术选择的关键。随着更高比例可再生能源的接入，我国电力系统从较早期煤电和水电的“二元”时代逐步迈向以新能源为主体的多元化低碳发展阶段。近十多年来，风电、光伏的渗透率增大和成本下降态势超出了大多数人的预期，也超出了配套电网的建设速度和灵活性电力资源的配套规模。而向未来，新型电力系统构建需要储能发挥更大的作用。储能将在新的安全、低碳、经济要素平衡中成为新型电力系统重要组成部分。

《中国电业》：制约储能产业发展的瓶颈主要有哪些？其商业化的难点在哪里？

王志轩：储能产业发展瓶颈及商业化难点，主要是由大的关键性储能技术瓶颈未有较大突破，但一般性技术改进在近来年有快速迭代的特点决定的。电力工业一百多年的发展史中，大功率、大容量的储电一直接就是一个世纪难题，

一是储能安全监管亟待加强。近年来国内外公开报导的30多次储能电站火灾事故表明，储能电站安全管理具有特殊性和复杂性。近年来，电化学储能电站发展迅速，大规模集中使用锂离子电池构建储能电站技术不断成熟，但当前储能安全管理的政策法规体系、技术标准规范尚不完善，储能电站未纳入电力系统统一管理，还没有建立类似其他形式电站的产品设备质量与安全强制性的检测认证制度，关键核心部件质量没有形成全环节闭环管理，缺乏针对储能系统整机安全防护的综合检测评估和试验环境，储能电站的设计、施工、验收等环节尚未形成有效的安全准入和技术监督体系，导致很多储能电站“先天不足”“带病运行”。

二是储能标准规范体系建设有待加强。当前，电化学储能领域初步建立了标准体系，涵盖基础通用、规划设计、施工验收、运行维护、设备及试验、安全、技术管理等专业技术领域。一方面，随着储能技术的快速更新以及大规模发展，原有的部分标准条款亟待更新完善，施工验收、检修、安全等领域关键技术标准尚不健全。另一方面，目前依然存在有标准不依，执行标准不严的情况，在规划设计、运行维护、设备及试验、技术管理等领域未能严格按照现有标准要求实施，质检、验收、预防性试验、运维等完整的管理体制尚不健全，标准实施落地困难，存在以降低安全性为代价，压低储能项目成本的情况。

三是商业化大规模应用仍面临挑战。当前，我国储能服务缺乏明确量化的市场定价体系和机制，储能发挥的作用体现在电力系统整体，服务于电网、发电以及用户各方，单方投资新建的储能电站难以单靠发电差价弥补成本，同时，电力辅助服务市场和现货市场仍处于建设初期，储能可参与的空间有限，储能多种应用场景中可持续的商业模式不多，距离“独立市场主体”参与市场交易的方式还有差距。

发电侧储能的火储联合调频应用模式方面，该领域呈现明显地域性特点和市场容量有限特点。在山西、广东等地，由于调频市场总量有限，该领域极易出现过度竞争的局面，给参与联合调频项目中的储能投资方的投资分成比例不断下降，投资回报的不确定性增加。储能+新能源的应用模式尚没有较好的商业模式，目前新能源发电公司配建储能电站，按照配建10%比例，投资将增加15%，而带来的平滑负荷和新增出力收益不明显，储能电站未能发挥应有作用，导致储能电站建设出现恶性低价竞争现象，带来安全隐患。电网侧储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，但目前电储能设施的费用不得计入输配电定价成本，储能项目投资费用无法得到疏导。用户侧储能收益方式难以摆脱峰谷价差依赖，由于储能设备前期投入较大、收益来源单一，成本回收周期较长，电价的降低延长了投资回报周期。

《中国电业》：您对我国储能产业发展有什么建议？

王志轩：安全管理方面，建议更加重视电化学储能电站安全管理，加强行业监管，针对电化学储能的特点，针对性明确建设安全管理各方职责，加强安全顶层设计，完备储能电站建设手续。完善储能电站质量验收机制，加强工程质量监督检查。加强储能电站安全运行和维护管理，建立安全防护及预警机制。建立储能电站安全退出机制，制定退出标准规范，推动制定储能项目环保监测及回收利用管理办法。

标准规范建设方面，建议加快开展新型储能标准体系研究，梳理现有储能领域标准，分析相关领域国内外标准现状，提出下一步标准体系建设的重点领域、重点标准、以及标准制修订优先级，研编储能标准路线图及实施计划。跟踪产业技术发展动态，适时开展储能电站建设、关键设备技术要求、检测、安全等重要标准的制修订工作。加强储能设备及系统检验检测，推动标准实施落地，保证储能电站安全稳定运行。

商业化应用方面，根据不同储能技术的特点和应用模式，分类指导和分类支持。按照“谁投资、谁受益”，“谁受益、谁分摊”的原则，按照储能在发电侧、电网侧和用户侧的不同应用场景、发挥的不同作用，充分发挥市场作用和政府作用，有针对性地进行补贴或政策支持，在电力市场尚未完全建立起来之前，通过两部制电价给予适当补贴，建立合理的补贴机制，发挥储能技术的多重价值。

对于电源侧储能，加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制，体现电能量和各类辅助服务的合理价值。创新新能源配建储能站形式，因地制宜建设共享储能站，明确新能源参与调峰、调频的责任和义务，积极引导风电光伏项目配置储能，建议建立“储能优先、先到先得”的并网机制，完善其参与电力辅助服务市场机制。对于电网侧储能，明确电网侧储能作为公共基础设施属性，建议加强电网侧储能容量电费、两部制电价、纳入输配电价核定等多种模式研究，保障项目投资能够有效疏导；参照抽水蓄能规划建设模式，编制储能专项规划，报政府审批后实施。对于用户侧储能，积极鼓励用户在电网供电压力较大、峰谷差较大的地区建设用户侧储能系统，有条件的地区可出台专项补贴政策。大力发展综合能源，扩大用户侧储能应用空间。加快试点分布式储能应用。通过储能与新能源、分布式能源等各种资源的优化配置，大力发展电动汽车与电网互动，将储能纳入更大范围的用户侧电力调节资源配置，满足不同的市场需求。深化分布式发电市场化交易试点相关工作，分布式市场化交易将推动大量间歇新能源接入配电网，从电量就地消纳以及提高区域电网稳定性的角度提高对储能的需求，带动储能的发展与推广。