储能是新型电力系统核心要素

——访中电联副秘书长、电动汽车与储能分会副会长刘永东

随着储能产业的快速发展，对储能项目进行规范管理是迫在眉睫需要解决的问题。近日，国家能源局发布《新型储能项目管理规范（暂行）》（以下简称《规范》）切中储能规模化发展的安全和项目管理的瓶颈问题，为产业规模化发展进一步奠定基础。那么，本次发布的《规范》有哪些亮点？目前产业发展取得了怎样的成绩，又有哪些问题亟待解决？记者结合《规范》中的相关问题近日专访了中电联副秘书长、电动汽车与储能分会副会长刘永东。刘永东表示，今年以来，我国能源主管部门密集出台了一系列有关储能的利好政策，进一步明确了新型储能的发展目标，储能行业的应用场景正在不断拓展。在“双碳”目标的引领下，产业将驶入发展快车道。

新型储能助力实现“双碳”目标

记者：在您看来，新型储能在“双碳”目标下扮演着怎样的角色?

刘永东：光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性等特性，属于不稳定出力的电源。当风电和光伏装机占比或发电占比达到一定程度时会对电网的稳定性带来挑战，因此只有配合储能的应用才能更好地消纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透率。

未来随着大规模可再生能源电力接入，整个电网将发生颠覆性的变革，以火电为主体的传统电网系统无法同时处理电源与负荷侧两端的高度波动，储能一方面在电源侧可以大幅提升新能源的并网友好性，减轻电源侧对电网的负担，另一方面可通过调峰调频等应用，参与电力系统的整体调度，为电网系统提供关键的灵活调节能力。

因此，从未来新型电力系统的全局角度考虑，储能是不可或缺的核心要素。我国发电装机近23亿千瓦，但现在整个储能规模是远远不够的。毫无疑问，新型储能系统将在实现碳达峰、碳中和过程中扮演重要角色。

记者：相较于之前发布的文件，本次发布的《规范》有哪些亮点？

刘永东：今年以来，我国能源主管部门密集出台了一系列有关储能的利好政策，储能行业的应用场景正在不断拓展。例如，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确未来一段时间储能产业发展方向。《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》规定了储能电站的安全管理，提出了针对储能特点的一些新制度设计。而此次《规范》立足于我国新型储能产业发展现状，在加强顶层设计、明确管理责任、强调法规依据等方面，提出了多项举措：

一是加强产业顶层设计和规划引导，规范产业发展。在“双碳”目标下，新型储能产业将迎来历史性的发展机遇，但也面临着一些问题，例如区域发展不均衡、部分领域投资过热、上下游发展不协调、部分产品产能过剩等，亟需通过顶层设计和规划来引导行业健康发展，避免一哄而上、无序发展。此次发布的《规范》就明确了各方任务分工：国务院能源主管部门负责编制全国新型储能发展规划；省级能源主管部门根据国家新型储能发展规划，按照统筹规划、因地制宜，创新引领、示范先行，市场主导、有序发展，立足安全、规范管理的原则，研究本地区重点任务，指导本地区新型储能发展。

二是提出新型储能项目全生命周期管理要求，明确管理责任。在备案建设阶段，地方能源主管部门依据投资有关法律、法规及配套制度对本地区新型储能项目实行备案管理；新型储能项目的建设应符合相关管理规定和标准规范要求，严格履行项目安全、消防、环保等管理程序，落实安全责任。在并网运行阶段，电网企业应根据新型储能发展规划，统筹开展配套电网规划和建设。配套电网工程应与新型储能项目建设协调进行。在监测监督方面，建设全国电化学储能电站安全信息平台，支撑电化学储能电站安全监管。地方能源主管部门会同相关部门根据本地区新型储能项目备案、建设、运行、市场交易情况，研究并定期公布新型储能发展规模、建设布局、调度运行等情况，引导新型储能项目科学合理投资和建设。

三是强调法规、资质和标准规范，解决无据可依和公平性的问题。现阶段我国新型储能相关的法规和标准规范还不健全，检测认证还不充分，可能存在新型储能产品和项目在质量上良莠不齐，相关参与方的资质要求不明确，准入门槛过低等问题。《规范》多次强调在新型储能项目的各个环节中，要遵照相关的法规和标准规范执行，相关主体应满足相应的资质要求。总体来看，《规范》首次明确了新型储能项目备案、建设、运行等环节中各相关方的职责和具体要求，将全方位提升新型储能的规范化管理水平，为新型储能的规模化建设奠定基础，推进新型储能有序健康发展。

储能产业将迎来规模化发展阶段

记者：目前，储能产业发展呈现怎样的趋势？

刘永东：储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。其中，电化学储能由于其受地理因素影响小，应用的场景较灵活，随着成本的持续下降和商业化的逐步成熟，正在成为储能新增装机的主流之一，在建立以新能源为主体的新型电力系统中将扮演重要角色。

行业相关统计数据显示，2020年，全球已投运储能项目中，抽水蓄能占比超90%，电化学储能为7.5%左右。在电化学储能中，锂离子电池占比超90%，为最主流装机分类且未来有望持续替代存量铅酸电池。具体到我国来看，截至2020年底，我国已投运储能项目累计装机规模35.6吉瓦，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机规模为31.79吉瓦，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，约为3.2吉瓦，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4兆瓦。2020年，我国新增投运的电化学储能项目规模1559.6兆瓦，新增投运规模首次突破吉瓦大关，是2019年同期的2.4倍。

随着电力改革的不断深入，市场规则逐步向包括储能在内的新的市场主体开放，储能以独立身份深度参与电力市场交易，获得合理价值体现。预计在“十四五”期间，我国储能市场将跨入规模化发展阶段。

产业规模化发展需突破多重障碍

记者：目前产业规模化发展还有哪些问题亟待解决？

刘永东：近年来，我国电化学储能装机容量呈现快速增长的态势，但在安全管理方面还不能适应快发展的需要，储能电站安全运行压力和隐患有所增加。中国电力企业联合会电动汽车与储能分会配合国家能源主管部门在对国内外电化学储能电站历次安全事故分析以及在国内项目安全管理督导、调研中了解到的问题加以整理发现，从安全方面来看，有以下几方面的问题需要重点关注解决：一是主体责任不明确，二是项目准入不完善，三是质量管控缺抓手，四是入网要求不清晰，五是安全监管缺合力，六是有效监管少数据；从经济性方面来看，制约产业规模化发展的主要问题有：一是建设成本偏高，二是主体地位不明确，三是盈利能力亟待提高。

新型储能价格机制亟待建立

记者：对于产业未来一段时间的发展，您有何建议？

刘永东：首先是规模发展降成本，规模效应与成本下降是一个相互影响的过程，仅仅依靠技术进步是一个漫长的过程。相比之下，规模化发展不仅可以降低边际成本，而且可以进一步推动技术进步。

以光伏发电为例，2010-2019年，光伏造价从25元/千瓦降至3.5元/千瓦，与之对应的是光伏规模从86万千瓦增至20468万千瓦，风电亦是如此。目前，锂离子电池成本虽然有所下降，但是仍然比较高，目前的机制下无法满足大规模发展的需要。然而，电力系统对储能的需求十分强烈，这需要相关部门稳步支持新型储能的发展，充分发挥规模效应在降低成本方面的作用。

其次，相比煤电，电化学储能具有更强的灵活性，具备调频、黑启动、快速调峰等优点，仅仅缓解弃风、弃光实际上是电化学储能的“大材小用”。近期，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合当地情况积极完善峰谷电价机制，拉大峰谷电价，这将会增加储能电站峰谷价差套利的应用模式，实现部分项目盈利能力的提升，电化学储能电站的快速发展，后续还需要通过建立新型储能价格机制来支撑。

最后，在政策和市场机制层面，应对能够支撑新能源发展的储能以配额制等形式给予必要的政策倾斜。

原标题：新型储能价格机制亟待建立