将储能产业纳入“十四五”能源规划 助力碳中和

中能供热网讯：做好碳达峰、碳中和工作，是中国政府向国际社会的庄严承诺，也是中央经济工作会议确定的2021年八大任务之一。

       在全国人大代表、天能集团董事长张天任看来，实现碳达峰、碳中和工作，需要降低石油、天然气、煤炭等不可再生能源的比例，大力发展水电、风电、光伏发电等可再生清洁能源，能源革命有了清晰的发展路线图。

       与传统能源相比，可再生能源电力输出不稳定，不平滑，具有波动性、间歇性和随机性等特性，这对电网安全带来了严重挑战。无论是发电侧还是用电侧，如果配置智慧型储能设备，形成发、储、用一体化的清洁供电系统，可以帮助可再生能源平滑出力，保障电力系统稳定安全运行，也能补充用电缺口，改善电力质量。

       张天任建议，国家应大力发展智慧型储能电站，“可以大规模新能源发电环节，储能系统有利于削峰填谷，使不稳定电力平滑输出；其次，在常规能源发电环节，储能系统可替代部分昂贵的调峰机组，在实现调峰的同时，还能解脱被迫参与调峰的基荷机组，提高系统效率；在输配电环节，储能系统能起到调峰和提高电网性能的作用；设置于用户侧的储能系统，通过电力储放可以提高供电安全性和经济性。”

智慧型储能电站存在四大问题

       碳中和的目标，为储能行业发展带来了巨大的市场增量和发展机遇，也对储能产业的发展提出了更高标准和更新要求。

       张天任在过去一年实地调研中发现，目前储能电站普遍受制于产业政策、市场定位、价格机制、规范标准等因素，具体如下：

       一是产业政策不够稳定。2017年，国家发改委等五部委联合印发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，电网侧储能异军突起，仅电化学储能新增装机规模就从2017年的120.9兆瓦增至2018年的682.9兆瓦，同比增长464.4%。但随后，国家相关部门又明确规定，抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，这直接导致2019年电化学储能新增装机规模下降了6.7%，电网侧储产业的发展按下暂停键。

       二是市场机制不够完善。目前，储能电站的市场化运营机制不够完善，价格机制尚未形成，造成电站收益率低。以用户侧储能项目为例，电站能否盈利主要取决于峰谷价差，很多地方的峰谷价差与储能度电成本相差无几，利润空间非常有限，无法很好覆盖储能电站的建设和运营成本；此外，国内的储能电站无法参与电力现货交易，而在国外成熟的电力市场，发电侧储能电站50%的收益来自于电力市场交易和电力辅助服务。

       三是产业定位不够清晰。储能电站是电力供应网络中不可或缺的关键设备，是从属于发电、输电，还是用电环节？或者是独立的主体？目前尚无清晰。由此衍生出市场准入、计量、结算等诸多问题，影响了行业的快速发展。

       四是标准规范不够健全。由于缺少标准规范，市场上对储能技术的宣传五花八门，客户难以辨识各种储能电池的技术区别和产品优劣，往往将储能电池的价格作为选择标准，市场竞争陷入价格战。如高能铅蓄电池、铅炭电池具有循环使用寿命长，电能转化率高，安全稳定等优势，但在市场竞争中并未占据应有份额。不仅储能电站的安全性受到影响，也不利于全行业的健康发展。

将储能产业纳入“十四五”能源规划

       张天任建议，将储能产业纳入国家“十四五”能源发展规划。国家在能源领域“十四五规划”及中长期发展战略规划中，明确储能行业发展目标、重点任务及实施路径，发挥规划引领作用，科学指导储能产业健康发展，规范发展；加强行业发展顶层设计指导，建立新型电储能国家规划体系；探索海上风电、陆上风电、集中式和分布式光伏配置储能的行业标准，更好发挥储能在新能源消纳中的作用。

       此外，张天任还建议，推动储能应用和装备制造业协同发展，创新发展。加强先进储能技术研发，在国家重点研发计划中，着力加强对先进储能技术研发任务的部署，集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题，形成系统、完整的技术布局，在重要的战略必争技术领域占据优势，并形成新的具有核心竞争力的产业链；扶持壮大电池组件、零部件、逆变器等装备工业，支持铅炭电池等新型电池在储能电站上的广泛应用；研究探索信息技术、人工智能等前沿科技与可再生能源、储能领域的融合，推动数字技术和储能技术的深入融合，培育壮大市场主体，扩大储能产业规模。

       再次，张天任建议国家应统筹推进各类电力市场建设，引导开展市场化运营。在保障电力系统安全和市场平稳有效运行的前提下，推动各类市场尽早向储能开放市场准入，在市场开放顺序方面，建议近期鼓励储能参与辅助服务市场，中远期将储能纳入电力现货市场，同时探索建立容量补偿机制或容量市场，促进储能获取稳定收益；明确储能在电力市场中的主体地位，使其能够参与调峰、调频等各类服务；完善储能市场化运营机制，鼓励储能电站开展电力现货和辅助服务市场，多渠道获取收益；电网侧储能设施参与调频辅助服务时，不收取过网费。用户侧储能系统在充放电时，充电过程和放电过程只计算一次可再生能源附加费，不与电网发生互动，仅配合分布式发电进行自发自用的，则不收取过网费。