观察丨着力破解新型储能经济性难题

来源：《中国电力报》 时间：2024-07-04 11:33

着力破解新型储能经济性难题

中国能源新闻网记者　赵君陶

　　新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。“十三五”以来，我国新型储能产业迅速发展，在装机规模、技术创新、政策体系构建等方面取得了实质性进展。2024年，“发展新型储能”被首次写入《政府工作报告》，意味着“发展新型储能”将成为今年乃至今后相当长的一段时期内我国经济社会发展的重要任务之一。

　　近年来，新型储能获得政策大力支持。《“十四五”新型储能发展实施方案》涉及新型储能建设的成本、价格、机制、标准、发展目标等，明确了“十四五”期间的重点任务。《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》明确提出做好新型储能并网服务，强化新型储能并网和调度协调保障。

　　在一系列相关政策的有力支持下，我国新型储能装机规模大幅增长。国家能源局公布的数据显示，截至2024年一季度末，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较2023年底增长超过12%，较2023年一季度末增长超过210%。

　　随着技术创新不断突破，新型储能试点示范也初见成效。山东肥城国际首套30万千瓦先进压缩空气储能国家示范项目并网发电，进一步巩固了我国在压缩空气储能领域的国际领先地位。国内首个重力储能技术应用示范项目——江苏如东10万千瓦时重力储能项目即将正式投入运行，我国重力储能也将实现“从0到1”的突破。

　　然而，作为正处于商业化初期的新兴产业，新型储能仍面临诸多需要破解的难题。新型储能电站利用率低一直是行业的痛点。2023年，新型储能在电网侧、用户侧、新能源配储项目的平均利用率指数分别为38%、65%、17%。新型储能在电力系统中的调节作用未能充分发挥。此外，市场机制不完善、商业模式不成熟导致新型储能项目建设运行成本不能通过输配电价疏导，投资收益水平整体偏低。随着大量跨界企业和资本迅速涌入储能市场，使得市场上的储能产品同质化风险凸显，更是让新型储能产业面临价格成本、无序竞争等挑战。要从激烈的市场竞争中突围、在市场中实现新型储能的经济性，还需要多方面发力。

　　一要优化新型储能市场交易机制。建立和完善能够展现新型储能价值的市场机制和商业模式，是破解储能项目利用率偏低的关键突破口。比如，对于以支撑电力系统调节为主要功能的新型储能，参照抽水蓄能电价机制，建立电量电价与容量电价相结合的两部制电价机制。对于配建储能，可考虑建立新能源和储能联合参与电力市场的机制，以新型储能消减新能源出力可信容量低的劣势，提升新能源竞争力。

　　二要提升新型储能科技创新能力。打造差异化产品，推动多元化发展，是推动新型储能产业发展升级的主航道。积极推动产学研用融合发展，以“揭榜挂帅”等方式鼓励企业加大研发投入，推动电芯、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、消防系统、温控设备等关键部件的技术不断革新，研发拥有更长循环寿命、更高能量转换效率、更低衰减率的储能系统，以技术创新持续推动降本增效。

　　三是完善新型储能技术标准体系。健全的标准体系是产业发展的基础，新型储能规模化发展和市场化加速推进，离不开标准的保驾护航。要围绕新型电力系统需求，建立覆盖新型储能项目建设、生产经营等环节的标准体系。结合储能新技术创新和应用场景拓展，及时开展相关标准制修订工作，推动各类储能新科技研发、示范应用和标准制订协同发展。

责任编辑：余璇