发展良机当前 储能亟待破解这一掣肘

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据显示，截至2019年底，全球储能项目装机共计183.7GW，分布在全球76个国家和地区。其中，中国、美国、日本、韩国、英国、德国、澳大利亚等国家储能市场较为活跃。

截至2019年底，中国电化学储能装机规模1702.0 MW，其中锂离子电池装机约1395.8 MW，占比82.4%;铅蓄电池、钠基电池、液流电池、超级电容器电池储能材料体系装机占比依次为15.6%、0.01%、1.7%、0.3%。

从中国电化学储能项目区域分布情况来看，华东、西北累计装机规模占据第一梯队，占比分别为24.8%、21.2%;华南、华北、华中为第二梯队，占比分别为15.4%、17.0%、12.8%;西南、东北则为第三梯队，占比分别为7.5%、1.1%。

水电水利规划设计总院总工程师彭才德在会上指出，受资源和发电特性影响，新能源发电稳定性不强，可调、可控性较弱，新能源大规模并网使得电力系统需要更多灵活性调节资源来进行发、输、配、变、用平衡。高比例的新能源发展必将引发电力系统对于储能长期、持续的需求。

“未来，市场需求的变化、产业的跨界融合等都会给储能行业提出新要求。新材料、新工艺的不断应用，新模式、新业态的不断涌现，信息化、数据化、互联网和储能的深度融合，都将推动着储能行业迸发出前所未有的生机。”中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙同时指出。

“采用新能源场站侧‘一对一’的方式配置储能，不能发挥同一系统内新能源之间、新能源与负荷之间不同空间和时间尺度的波动性互补效益，易造成资源浪费，但从系统层面统筹考虑，其能显著减少系统灵活性需求，也能更有效、更经济地解决新能源大规模消纳问题。”彭才德进一步指出。

具体到各类储能技术，彭才德认为，抽水蓄能仍然会是系统调峰的首要选择，其容量大，单个电站规模可达到120—360万千瓦，日调节一般为5—6小时，兼具调频、调相和黑启动等多种功能，还能为系统提供转动惯量;而就电化学储能而言，其优势在于其快速响应特性，从电力系统调节的时间尺度上讲，更适合对功率要求较高场合，如调频、紧急功率支撑、可靠供电等领域。

刘彦龙在会上特别强调，当前实现储能技术大规模应用、降低储能应用成本、解决储能技术和储能产业发展的经济性问题已尤为迫切。

据与会专家介绍，当前我国储能产业发展面临的主要问题包括以下三个方面：一是储能技术成本仍偏高，全周期度电成本(当前在0.5元/度左右)远未达到电网平价水平;二是储能系统集成商集成设计能力参差不齐，“劣币驱逐良币”现象凸显，不利于行业长远发展。其次在商业模式方面，储能没有独立的市场身份，储能规模化的有效商业模式盈利能力相对薄弱;三是政策机制方面，按效果付费的买单机制尚未形成。缺乏有效政策支撑，适于储能价格机制的电力现货市场尚未形成，在现有电力市场参加调峰、调频、调压、黑启动等辅助服务的时间价值和空间价值无法量化体现。

对此，浙江南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华提出四方面建议：一是在“十四五”规划中，将储能纳入能源或电力顶层设计，明确储能规划配置、标准体系、运营管理。二是加快推进电力市场建设，建立电力现货市场下的储能价格形成机制。完善辅助服务价格机制,允许储能作为独立主体参与辅助服务交易, 逐步形成“按效果付费、谁受益谁付费”市场化储能定价机制;三是开展储能创新应用政策试点，破除主体身份、电站接入、调度控制、交易机制、安全管控等方面的政策壁垒，建立规划、设计、建设、运维全环节安全防控体系;四是研究制定适应储能新模式发展特点的金融、税收、保险等相关政策法规。

彭才德亦建议，推动储能与新能源协调发展，一要持续提升储能技术水平和发展质量，支持新型长时储能技术开发，不断提高储能系统的安全性、经济性和可靠性;二是完善储能发展支持政策和市场环境，给予储能独立主体地位，完善价格机制(发电侧和用户侧动态分时电价、容量市场、现货市场等);三是优化储能在电力系统中的配置。结合高比例可再生能源的储能发展路线图、行动计划，优化储能与新能源在电力系统中的布局。