如何推动储能产业快速健康发展？
储能是建设新型能源体系的重要支撑，被誉为新能源的“稳定器”、电力系统的“充电宝”、能源供应的“蓄水池”。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》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；到2030年，新型储能全面市场化发展。可再生能源新增装机规模的大幅增长和占全国发电总装机比重的快速提升正带动我国储能产业，尤其是新型储能产业进入规模化发展阶段。据专家预测，我国新型储能产业规模预计将在2025年突破万亿元，到2030年接近3万亿元。面对可再生能源装机规模快速增长、储能产业发展不够规范、新型储能占比偏低及尚未发挥显著作用等挑战，我国应进一步明确储能在新型能源体系建设中的定位，确立储能的独立市场地位，充分发挥储能在促进可再生能源大规模消纳、支撑电网安全稳定运行及用户灵活高效用电等方面的重要作用，加快构建“安全可靠、经济可行、绿色低碳”的能源体系。
一、确立储能的独立市场地位
为促进新能源消纳和提升电力系统灵活性，美国、日本、德国、英国等国通过立法给予储能相对独立的身份，并根据本国资源禀赋特征，允许储能参与电能量、容量、辅助服务等不同品种市场交易，采用多种手段鼓励储能参与电力市场。当前，我国储能系统主要运营方式是与发电机组联合，从系统整体上作为发电企业的一部分，利用调频、调峰等功能获益。相比于国外，当前我国储能系统缺乏作为独立市场主体运营实践，限制了储能技术的灵活应用，不利于从全系统角度优化配置和调用储能。为释放储能产业发展潜力，我国有必要明确独立储能设施并网、接入方式，允许其作为独立市场主体进行运营，允许不同容量的独立储能站接入不同电压等级，获得公平调度和公平报价的机会。
二、加强新型储能核心技术与关键部件攻关
在各方的共同努力下，我国新型储能新技术不断取得突破，300兆瓦等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体兆瓦级飞轮储能系统等实现突破。然而，我国新型储能产业部分核心部件和关键材料技术仍需攻克，产业链基础和完备性还有待提升。一方面，我国应加快钠离子电池、液流电池、铅炭电池等多元电化学储能技术攻关，降低关键矿产资源依赖度，突破新型储能降本瓶颈。另一方面，我国需制定长时储能技术路线图，着力推进压缩空气储能、氢储能、热储能等长时储能技术研发及示范。针对锂离子电池核心部件依赖进口、电池设计仿真软件国产化率不高等问题，我国亟须突破控制芯片、绝缘栅双极型晶体管（IGBT）、高端隔膜、涂布机模头、激光器激光头等核心零部件技术，并充分利用掌握电化学储能全产业链庞大制造规模和海量数据资源的优势，出台鼓励设计仿真软件发展的政策，更好地促进设计仿真与制造工艺协同，加快电池设计仿真软件突围。
三、加大长时储能技术研发及应用示范力度
据国家能源局统计，截至2024年一季度，我国新型储能项目平均储能时长2.2小时，储能时长不足2小时的项目装机占全部装机的12.9%，2～4小时的项目装机占比为74.6%，4小时以上的项目装机占比为12.5%。可见，我国长时储能发展明显滞后。长时储能具有提升新能源消纳能力、替代传统火力发电、为电网提供灵活性电能资源、降低电网运行成本、使企业有更强的峰谷套利能力等优势。为解决新能源消纳和系统调峰问题，“十四五”期间，我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范，推动全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别的长时储能技术研发。目前，我国新型长时储能技术仍处于发展中，需加强长时储能的基础性和关键共性技术研究，发展自主知识产权储能技术以及多种储能技术集成应用示范。允许长时储能参与电网调峰需求，形成更加灵活的电网调峰机制。增加电力辅助服务种类，开放调频、转动惯量、黑启动等市场，推动长时储能参与电力辅助市场。
四、推动新一代信息技术与储能产业融合
储能产业的发展面临着成本高、安全风险大、利用率低等问题，通过引入大数据、云计算、物联网、人工智能等新一代信息技术，能够实现能量流与信息流的融合，为储能产业的这些难点问题提供解决方案。例如，通过建立电池的可重构网络，储能系统能够实现对电池的柔性和精细化控制，提升有效容量，延长循环寿命，大幅降低电池成本；通过建设数据采集系统，准确采集电池的电压、电流、电阻等数据和电站的运行数据，可增强储能系统的感知能力和提升安全防护水平；区块链等数字技术可将零散的储能资源整合在一起，实现储能资源的跨时空共享、复用，助力盘活闲散的储能资源，提升储能设备的利用率。政府部门应出台有针对性的激励政策，以示范项目、优惠政策等方式支持储能产业数字化、智能化发展。相关企业要积极探索各类数字技术在储能领域的应用场景，建设具备多种功能的数字化储能管理平台，提供智能化、全场景、体系化的服务。
五、以市场化方式促进新型储能调用
市场化手段是提升新型储能利用积极性的有力举措。新能源强制配套储能项目在电力外送通道不畅、消纳市场不足的情况下，储能配而不用，只能流于形式。调研数据表明，近两年新能源强制配套的储能电站等效利用率只有 6.1% 左右，造成大量的项目建设浪费。因此，需尽快优化新能源发电配套储能政策，建议由新型并网质量标准引导新能源发电企业自愿配置储能。从目前新型储能利用情况来看，在能够较为充分参与电力市场的地区，电网侧储能的利用情况显著高于其他地区，山东等地独立储能日均等效调用次数达到 0.8 次左右。随着电力市场建设的推进，更为灵活有效的市场化手段能够进一步提升新型储能利用积极性，释放调节潜力。下一步，各地可探索新型储能容量租赁、容量补偿和以市场化方式形成相关价格机制。同时，我国还应以提高盈利能力为导向，加快围绕新能源配储、用户侧储能、火储联合调频、独立储能等典型应用场景探索多元化的商业模式。
六、创新体制机制，保持政策稳定
我国储能产业的技术路线、商业模式及发展路径形成过程中仍面临不少体制机制约束，例如电力体制改革仍需深化、新型储能价格机制未形成等。为此，我国需要从顶层设计上统筹储能产业的发展，建设更为健全的运行机制与电力市场机制，持续推动新型储能技术产业进步，不断引导各类储能科学配置和调度运用，完善新型储能价格形成机制，加快储能商业化进程，支撑新型能源体系和新型电力系统建设。同时，我国一些地方虽然出台了储能产业支持政策，但没有长效机制。一些省份电力辅助服务政策频繁调整，在储能技术尚未充分验证和迭代的情况下，企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上，频繁的政策变动让投资者追求“快进快出”，给整个产业的投资带来了较大的风险，不利于产业长远发展。因而，这些省份亟须保持储能产业支持政策的稳定性和持续性。
七、鼓励用户侧探索多元化用能方式
为进一步发挥新型储能作用和促进储能产业健康可持续发展，我国应注重鼓励用户侧探索多元化用能方式。当前，我国新型储能及储能产业发展过多地聚焦于电源侧和电网侧，对用户侧及其可发挥的作用还不够重视。不同于形式相对固定的电源侧和渠道较为单一的电网侧，用户侧具有应用场景丰富的特点，用能需求也较为多样。一方面，我国应鼓励用户侧结合分布式可再生能源发展进行多元化用能方式探索。例如，在工业用电价格较高的地区，允许工业企业结合自身用电需求构建集本地分布式可再生能源发电、储能电站于一体的微电网。另一方面，我国应结合新能源汽车大规模应用的形势，推进风电、光伏等可再生能源与储能、充电深度融合，提高新能源汽车绿色用能比例，带动新型储能健康可持续发展。此外，我国还应立足氢能技术的进步和氢能产业的发展，积极探索利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢并将氢能储存起来，将其应用于燃料电池、氢内燃机及掺烧锅炉等。
（以上内容引自《储能产业：碳中和背景下的新赛道》）
《储能产业：碳中和背景下的新赛道》一书从储能技术的基本原理和储能产业发展的重大意义入手，全面探讨了我国储能产业的发展现状、面临的挑战及未来发展趋势。本书不仅对全球储能产业发展动态、主要国家战略导向及支持政策、我国储能产业进展进行了深入分析，还研判了我国新型储能产业发展的机遇、区域储能产业发展路径，剖析了我国储能产业面临的瓶颈和挑战。在此基础上，本书针对我国储能产业健康可持续发展提出了对策建议。
（整理/沈海霞）
