储能发展全面升级 筑牢根基是当务之急

储能作为现代电力系统必不可少的重要组成部分，既是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要基础，也是实现碳达峰、碳中和目标的重要保证，同时还是催生国内能源新业态、抢占国际能源新高地的重要支撑。2021年7月国家能源局颁布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），随之同年9月出台了《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》（以下简称《发展规划》，今年3月又印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），这三个文件分别从不同的角度和战略的高度谋划了新时期我国储能发展的总体布局、重点任务、发展思路和实施路径，给我国电力领域大力发展储能业务带来了新契机和提供了新动能。

围绕一大任务

即围绕建立新型电力系统这个根本任务不动摇。一方面，随着碳达峰、碳中和目标的提出，以火电为主体的传统电力系统已难以适应和支撑我国电力清洁低碳的发展要求，构造以新能源为主体的新型电力系统迫在眉睫，以确保更大规模的新能源得到充分利用和可靠保障。另一方面，新型电力系统对电力系统的安全高效提出了更高要求和更严标准，需要从电源侧、电网侧与负荷侧全系统的统筹谋划，否则“源荷互动、实时平衡”的电力运行规律就会被打破，甚至可能导致整个电力系统的崩溃。而储能被视为确保新型电力系统可靠性、稳定性、安全性和高效性不可缺少的核心要素和重要支撑。如果缺少了储能这个削峰平谷“大能手”的有效调节和灵活调度，新型电力系统好比建在沙漠上一样，地基不牢、地动山摇。

把握两大方向

物理储能。物理储能包括抽水蓄能、蓄冷蓄热储能、压缩空气储能和飞轮储能等几大类型。抽水蓄能作为最传统的物理蓄能方式，具有技术成熟度高、使用寿命长、自放电率低、整体效率高、存储成本低等优势，对解决电力系统日益突出的调峰问题和保证电网电压稳定的作用巨大，但也存在能量密度低、受地理条件制约、投资成本高、回报周期长等不足；蓄冷蓄热储能主要包括水蓄冷、冰蓄冷、水蓄热、熔盐蓄热等方式，同可再生能源分布式系统的耦合应用将是其未来发展的重要方向；压缩空气储能兼具储能容量大、周期长、效率高和单位投资较小等优点，被认为是目前最具发展潜力的大规模电力储能技术；飞轮储能具有技术成熟度高、高功率密度、长寿命、充放电次数无限以及无污染等优势，在电网调频和电能质量保障等方面意义重大。

电化学储能及氢储能。电化学储能涵盖锂电池、铅酸电池、钠离子电池、全钒液流电池以及超级电容等不同类型，其中，锂电池具有重量轻、能效高、绿色环保等优势，但存在安全稳定性较差、成本高等劣势;铅酸电池虽然性价比较高、放电安全性能好，但也有使用寿命相对较短、容易带来污染等不足，较广泛应用于风电光伏等新能源发电侧配储能和用户侧储能项目；钠离子电池的能量密度要大于铅酸电池，但小于锂电池，未来同锂电池和铅酸电池存在较强的互补关系。全钒液流电池具有规模大、寿命长、成本低、效率高等优点，在光风发电站配套储能、电网调峰等领域应用很普遍。超级电容储能具有效率高、功率大、充放电循环次数多等好处，不足在于能量密度不足、使用成本高，较多应用于风力发电、微电网和建筑节能领域。氢储能发展前景广阔，但目前仍处于探索起步阶段，距离实现大规模产业化和商业化发展仍然有较长的路要走。

围绕三条主线

电源侧。对电源侧而言，储能的需求终端是能源电力的生产商。由于不同的电力来源会对电网产生不同的影响以及负载端的不可预测性，从而导致发电和用电的动态不匹配等问题，形成电源侧对储能的需求场景各不相同，大体可划分为能量型需求场景（能量时移、容量机组）、功率型需求场景（如负荷跟踪、系统调频、备用容量）和能源型/功率型需求场景（如可再生能源并网）三大类需求场景和六小类应用场景。电源侧储能对改善新能源特性、平抑发电功率波动、减少弃风弃光、提高电能质量、提升电网安全稳定运行水平等方面具有重要作用。

电网侧。储能在电网侧的应用主要在输配电领域，其应用类型从实际效果的角度来看更多地发挥替代效应，一般分为缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持等三种类型。缓解输配电阻塞是指将储能系统安装在线路上游，当线路负荷超过线路容量、发生线路阻塞时，把无法输送的电能储存到储能设备中，一旦线路负荷小于线路容量时，储能系统自动向线路放电；延缓输配电设备扩容是指通过在传统输配电线路上内加装储能设施，待其出现自身容量低于负荷的情况时，利用储能系统通过较小的装机容量达到有效提高电网的输配电能力的目的；无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率而达到调节输电电压的目的。

用户侧。即在电力使用的终端领域，依托储能配置达到优化广大用户的用电需求、降低用户的用电成本的目的：一是降低容量费用，是指用户通过安装储能系统，发挥其在用电低谷时储能、在高峰时负荷放电的作用，达到降低整体负荷和减少容量费用的目的；二是提升电能稳定性，是指用户侧在电流、电压不稳定的情况下，依托储能系统达到平滑电压、频率波动的目的；三是提高供电可靠性，是指发生停电故障时，借助储能系统避免出现供电中断，确保供电的连续性和不间断性。

秉持四大原则

安全规范原则。储能作为一项多学科交叉、多过程耦合的系统工程，一定要筑牢安全底线，确保系统可靠运行：一方面要把安全性作为储能发展的先决条件，从本体安全、设计安全、过程安全和运维安全四大方面整体统筹考虑，确保做到万无一失、警钟长鸣；另一方面要建立健全行业标准规范，研究制定科学的储能技术标准、管理模式、监测机制、评估体系，明确各环节的安全责任主体，确保储能全员、全方位、全过程安全管理。

经济高效原则。电力储能发展要遵循全寿命周期使用成本最低的原则，结合电力项目开发特点、地域特征和行业要求，因地制宜选择规模容量、技术路径、储能方式和商业模式，不能为了求大、求全而盲目做出选择，科学制定出适宜投资、成本合理以及最佳效率的技术设计方案；与此同时，还要充分考虑在满足现有储能使用功能的基础上，适当保留余地，让储能具备可拓展性，为其今后的使用、维护以及更新等活动提供便利条件。

统筹协调原则。既要统筹好储能与可再生能源等清洁低碳能源的协调运转，形成“新能源+储能”发展格局，打开构建新型电力系统的“关键钥匙”；又要统筹好传统储能与新型储能的协调发展，形成抽水蓄能与新型储能比翼齐飞的发展局面，为构建新型电力系统提供基础保障；还要统筹好新型储能标准体系与现有能源电力系统相关标准规范的协调衔接，形成相互兼容和开放的发展路径，为构建新型电力系统提供强大的技术支撑。

合作共赢原则。储能作为新兴产业，需要各方面协同互补、通力合作：要积极打造开放包容的经营环境，加强同储能头部企业、广大同行和民营资本的战略合作，共同推动储能产业及商业模式的创新；要全面加强产业上下游分工合作，通过技术进步、资源共享和规模化发展，切实降低经营成本；要大力推动产学研用融合发展，充分发挥政府、企业、金融机构、技术机构等各方面力量，联合组建新型储能发展基金和创新联盟，筑牢发展根基。

推行五大举措

以规划为引领，从战略高度把握储能的大趋势。根据初步测算，我国若在2030年实现碳达峰的目标，预计风光总装机规模不会低于12亿千瓦，届时我国抽水蓄能投产总规模将达到1.2亿千瓦、新型储能的规模大概会在“十四五”末的基础上再翻一番。因此，无论是《发展规划》《指导意见》还是《实施方案》，只是从不同角度对抽水蓄能和新型储能作出重大部署和战略安排，而上述三个文件的相继发布同“十四五”规划建设的九大新能源基地亦是紧密相联的，形成相互依存、不可分割、打捆开发的新格局。总体来说，一方面“双碳”目标为储能产业孕育了前所未有跨越式发展的历史机遇，另一方面打造新型电力系统为储能行业催生出无限广阔的美好前景，未来新型电力系统的建设必将精准勾画出储能发展的两大“路线图”：一条是围绕新能源开发的现实需要，大力发展存储容量大、持续放电时间长、系统效率高、循环性能好的集中式储能，全面提高新能源的消纳能力；一条是瞄准微电网、能源互联网的客观趋势，加快分布式储能规模化应用，发挥聚合效应，实现对电网多种需求的支撑能力，确保我国储能发展步伐迈入“快车道”。

以创新为驱动，突破新型储能发展的技术瓶颈。毫无疑问，我国在抽水蓄能技术开发上走在世界前列，全球十大抽水蓄能电站我国就占据七座，但不可否认的是，我国在新型储能技术方面同国外先进同行相比存在不少差距，核心技术仍待突破，市场渗透性较低，突出表现在：一是综合技术成熟度有待提升，虽然我国已初步建立了较完善的储能产业链布局和形成多路径的储能技术并行研发的新格局，但部分储能的核心部件和关键材料尚依赖国外进口，电化学储能电池的模块化、集成化、智能化程度还有较大的提高空间，一些前沿性技术还要加大攻关突破，同欧美发达国家相比存在较大代差；二是系统安全性亟待解决，尤其是这几年电化学储能电站的安全事故时有发生，敲响了新型储能的安全警钟，必须尽快建立健全储能安全技术标准、运管体系、监测网络、预警系统、考核机制，确保全寿命周期的全过程安全；三是储能运行控制系统存在短板，关键基础性软件还掌握在外国人手里，电网风光储协同控制技术成为制约储能系统价值创造的“瓶颈”。一言以蔽之，高安全、长寿命、低成本、高效率、大规模、可持续是衡量新型储能技术的主要维度，全方位、全链条、多层次、宽领域的技术创新之路仍任重而道远。

以应用为导向，不断创新优化储能的商业模式。除抽水蓄能外，我国新型储能的商业模式仍处于探索阶段，目前在电力领域的应用大体涵盖以下四种模式：一是“新能源+储能”模式，即在新能源场站内配建一定比例的储能设施，与新能源场站统一接受电网调度，这种模式的最大不足是利用率低、资源分散且运营成本高；二是租赁储能模式，即发电企业在第三方市场购买储能系统等相关设备建设储能项目，并将储能项目租赁给有需要的客户。《实施方案》允许租赁储能容量视作可再生能源储能配额，为该模式的推广提供了政策上的便利；三是共享储能模式，即以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧的储能电站资源进行全网优化配置，由电网统一协调，借助市场化交易机制，推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式最大优势在于能够让市场发挥在资源配置中的决定性作用，可有效避免“一刀切”的强配做法；四是云储能模式，即借助5G技术、大数据、云计算等现代信息技术，将原本分散在用户侧的储能装置集中到云端，从而达到共享储能资源，并按使用需求支付相应的服务费。这种模式代表未来电力系统储能的新业态，发展前景不可估量。

以成本为重点，切实降低储能全生命周期费用。单位度电成本过高是制约储能业务发展的最直接因素。据相关机构测算，我国电化学储能（以锂离子电池为例）的初始投资成本在1.5元/瓦时左右，若按储能时长3小时计，全生命周期平均度电成本大体在每千瓦时0.5元上下；抽水蓄能的初始成本在6000元/千瓦左右，若按年调节时长1000小时计，全生命周期平均度电成本在每千瓦时0.25元左右。特别是电化学储能随着产业规模的日益扩大和新技术的不断涌现，成本的下降空间很大，具体而言主要有以下三大途径：一是通过技术创新降本，重视新材料、新工艺、新设备的研发运用，加快推进技术迭代转化，这是实现储能降低成本的最大推力和最有效方式；二是严格控制项目造价，新型储能的初始投资成本过高是影响储能在电力系统大规模应用的关键所在，不少新能源项目因要求配置一定比例的储能系统而导致项目收益率明显下降，因达不到企业规定投资收益率的最低门槛而不得不放弃；三是尽量降低运维费用，加大系统日常维护管理力度，合理安排配品配件的库存，不断提升运维智能化和数字化建设水平，全面推行远程监控与定期巡检相结合的方式，切实降低综合运维成本。

以融合为支撑，全面打造储能发展的“升级版”。独木难成林，储能发展离不开其他产业的积极配合和深度融合，这是加快推动储能高质量发展的重要支撑。一是与电力系统各环节深度融合发展，在电源侧加快推进“风光水火储”和多能互补一体化建设，依托储能打通高比例可再生能源基地外送通道和提升常规电站的调节能力，在电网侧通过配置储能提高大电网安全稳定运行水平和提升系统应急保障能力，在用户侧配置新型储能支撑分布式供能系统建设，为用户提供定制化用能服务，提升用户灵活调节能力；二是与交通运输业的深度融合发展，通过在城市公共交通、高速公路、铁路、内河航运码头等交通节点上，加快部署储能系统和充换电网络系统，稳步推进建设零碳交通示范区建设，实现绿色出行、低碳生活；三是与环保产业的深度融合，一方面要加大环保节能材料在新型储能系统中应用推广，全面提升储能效率和降低储能成本，另一方面要加快废旧储能电池、物资材料的回收和再利用，通过预处理、二次处理、深度处理将废旧电池中镍、锰、钴、锂、铜等可再生资源提炼出来循环利用，实现产业的可持续发展。