新型储能政策分析与建议

新型储能政策分析与建议

马钰舟,杨睿

中航西安飞机工业集团股份有限公司 陕西省西安市 710089

摘要：为应对气候变化，实现“碳中和”目标，必须进行一次新能源革命，而储能则是新能源发展的重要支撑。当前，虽然抽水蓄能仍然占据了全球储能累计装机容量的80%，但是，最近几年，全球储能市场的新增装机量主要是来自于新的储能，如电化学储能、压缩空气储能等。新型储能行业是推进新能源革命的关键基础产业，也是国际上最具竞争力的行业之一。

关键词：新型储能；储能政策；建议

1.新型储能政策探析

从储能现状梳理中可发现，目前我国新型储能规划装机容量较大，新型储能产业正处在跨入规模化发展关键阶段，在这样大规模新增储能容量下，政府工作重点逐步转向促进新型储能技术性与创新性发展。2022年2月颁布了《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》和（征求意见稿）。这是在我国执行的标准中第一次明确了储能配比的一些重要原则，并提出了评价时需要考虑的关键参数，同时也是在国家层面颁布的第一个技术准则，用以指导新能源配规模。国家能源局也表示将加快构建新型储能标准体系，促进储能领域涉保强制性标准发展，说明我国新型储能技术标准体系已经初具轮廓。全国范围内新型储能规划促进国内储能装机容量不断提升，但是新型储能收益来源较为模糊，始终是制约新型储能后续发展瓶颈问题。所以，除储能的技术性和创新性外，它的商业化进程同样成为政府关注的重点。2022年2月13日国家能源局对十三届全国人大代表BH0108号提案作出回应，回应称，国家高度重视和推动完善新型储能价格与市场机制，将安排中央预算内投资扶持储能技术产教融合创新平台建设。从过去的政策还可以反映国家对电价及辅助服务市场关注的程度。关于电价政策:2021年出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中提及各区域要根据本地实际合理划定电价风骨时段，并在此基础上制定尖峰电价以切实拉大峰谷价差、优化用户侧储能商业环境；2022年发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出，针对不同应用场景要制定不同价格机制；同年颁布的《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》规定独立储能向电网提供电力不负担输配电价，这一政策减少了独立储能电站运维成本。再到储能介入辅助服务政策:2021年出台的《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》等文件都提及要扶持新型储能介入辅助服务；2023年发布的《2023年能源监管工作要点》要求健全用户参与辅助服务的分担机制，并提出全部用户支付调频和调峰辅助服务，减少储能项目回本年限；近两年来，我国许多省份对新的电力辅助服务管理实施准则进行了修订，并拓展辅助服务渠道，对黑启动，爬坡和转动惯量服务类型进行了积极的探索。为了推动储能商业化的进程，仅靠国家层面上的鼓励政策已远远不够，必须要有实质意义上的补偿机制。为此，我国许多省份相继推出了新型储能补偿政策。

2问题

2.1新型储能的成本较高，距离全面商业化应用还存在很大的距离

以电池储能为例，相关机构预测，到2035年，全球电动汽车动力电池对于锂离子电池的需求超过3500GWh,旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千瓦级的储能市场，同时非电池部分成本仍占到储能系统成本的50%，如何降低成本将是未来重要任务。

2.2新型储能的价格机制尚未确立，商业模式还需探索

目前仅有一些省份针对独立共享储能制定了比较清晰的市场规则，但是有关规则基本上都是着眼于眼前而不能长久应用。对用户侧储能而言，除了峰谷差套利之外，没有任何盈利模式；对电网侧的收益结构并不显着。

2.3新型储能示范项目在被调用数量不足的情况下难以落地执行

示范项目不确定因素多，需经过实际工程验证与优化，并且落地之后调用数量得不到保证，经济性得不到保障，很难受到市场与投资者的欢迎，受资金，应用场景，审批流程诸多因素限制，面临诸多难题。

2.4新能源分配储能标准的欠缺增加了监管的难度

不受价格标准约束，储能设备成本给盈利能力受限的新能源发电项目带来了巨大压力，而就现实情况而言，当前缺乏统筹规划与管理，小范围储能很难真正发挥其作用，导致资源大量浪费。与此同时，储能电池回收报废的行业规范与技术标准亟待制定，对多种电池回收处理的兼容性亟待增强。

3.政策建议

3.1精准掌握储能定位

与常规发用电资源不同，储能实质上为能量转移提供服务，如果储能融入到发，用电管理中，则会促使储能更多地分配到发用电双方，从而影响储能在输配电环节中的应用价值，同时还会造成储能反复缴纳输配电价，政府性基金和电价附加，所以需要对储能充放电过程采取与普通发用电资源不同的定价机制。关于电网侧储能问题，国外提出了收益积分（Revenue Crediting）法，即人工确定储能监管收益与市场收益的配比，并要求电网企业通过从第三方购买储能服务来避免市场垄断，第三方运营商可在确保管制类服务条件下利用闲置储能来获取市场收益。

3.2加强技术创新

锂离子电池为当前国内新型储能技术的主流，但是由于动力电池需求的增加以及矿产资源供应等因素制约，降低锂离子电池储能成本遇到了很大的阻力。因此，要加快钠离子电池，液流电池和铅炭电池的多元电化学储能攻关，以减少对关键矿产资源的依赖，打破新型储能的降本瓶颈。从中长期来看，长时储能为达到高和目标提供了必要支持。但是现有的电化学储能技术能量单元较少，投资费用较高，很难完全满足新型电力系统规模化长周期的储能要求。为此，需要加快长时储能技术路线图的编制，重点开展压缩空气，氢储能，热储能等长时储能技术的研发及工程示范工作，并研究出台相关激励政策及市场机制，在不同的时间尺度上合理掌握储能技术推广的节奏。

3.3合理疏导储能成本

第一，储能价值需通过电力市场中不同时间，不同节点之间价格的差异反映出来，所以要促进新型储能的发展就必须加快电力现货市场的构建，在新型电力系统中为各种灵活性资源创造更加多样的应用场景以及更加准确的价格信号。二是辅助服务成本应该逐渐向用户侧传递，在近中期参与市场化交易用户应该参与辅助服务成本的分担，并在今后竞争性市场中转变为由所有用户共同负担。多措并举，理性评价新型储能在减少新能源发电基地外送线路和用户侧配电设施等方面的投资效果，鼓励在输配电投资计划中引入新型储能技术，合理确定相应输配电服务储能成本并纳入输配电定价成本组成。

结语

当前，美国，欧洲，日本，韩国等国家已经把新型储能产业提升至战略产业高度来发展，展开全球性竞争，为其技术研发和商业化应用提供了重要政策和经费支持。当前我国新型储能产业已初步具备了一定程度的国际竞争优势，提出应紧密跟踪国际产业发展动态并加大扶持力度以进一步提高产业基础实力与竞争优势。

参考文献

[1]朱晔,徐石明,周德群,王堃,周爱敏. 新型电力系统中储能政策分析和未来发展思考[J]. 中国能源,2021,43(11):48-55+72.

[2]夏清,武丹琛,陈雨果. 储能产业政策要做到连贯融合[N]. 中国能源报,2021-09-13(004).

[3]李建林,姜冶蓉,方知进. “双碳”战略下储能利好政策解析[J]. 电气时代,2021,(09):8-10.