深挖新型储能发展潜力 推动“体制+技术”创新

　       能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题。2014年6月13日，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推动了新时代能源革命发展进程。我国能源转型以保障能源安全、践行绿色发展为核心，其中，高比例新能源的供给与消纳是新型电力系统建设的主线任务，是实现“双碳”目标的关键。我国新能源发电量和装机占比持续提升，截至2023年底，全国并网风电和太阳能发电合计装机规模达到10.5亿千瓦，在我国电力装机总规模中占比36%，发电量占比超过15%。由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性特点，系统调节资源需求大，对电力系统的安全和高效运行带来了新挑战。储能能够为电网运行提供调峰、调频、调压、备用、黑启动等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、稳定性和安全性的重要手段。截至2023年底，全国已投运抽水蓄能50.6吉瓦，新型储能31.39吉瓦，其中，锂离子电池占新型储能绝对主导地位，其他类型的新型储能技术也不断涌现，总体呈现多元化发展态势。新型储能通过科技创新引领产业发展，为构建安全可靠、清洁低碳、经济高效的新型能源体系提供助力，成为发展能源新质生产力的一个重要内容。

　　储能定位：新型电力系统的“调节器”

　　近年来，我国政府出台了一系列利好政策支持储能产业发展。早在2014年，国务院就发布了《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，指出储能是未来重点创新领域之一。2017年，我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)正式发布。2021年，“十四五”期间首个国家层面的综合性储能政策《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)出台，规划了新型储能在未来十年的总体发展目标。2024年，“发展新型储能”首次纳入政府工作报告。相关政策大力推动了新型储能产业的发展：2018年，新型储能累计装机规模首次突破“吉瓦”大关，2022年累计装机突破10吉瓦，2023年累计装机突破30吉瓦，新型储能产业迈入加速发展期。

　　火电是传统电力系统的“压舱石”，储能是新型电力系统的“压舱石”。尽管火电同样具有灵活性调节功能，但若新能源大规模发展，仅仅依靠火电的调节是远远不够的，必须要有具备“储电”和“放电”功能的储能技术参与调节。另外，火电与新能源发电存在发电量占比的直接竞争关系。因此，随着储能成本的快速下降，火电的有序退出(但不是完全退出)是新能源大规模发展的必然要求和结果。

　　储能可分别应用于电源侧、电网侧和用户侧，具有不同的功能定位。在电源侧，储能能够平滑功率输出波动，储存高峰电力，降低其对电力系统的冲击，提高新能源场站跟踪计划出力的能力，为新能源场站的建设和运行提供备用能源。在电网侧，储能在提高电网调频能力方面，可减少因频繁切换造成的传统调频电源损耗;在提升电网调峰能力方面，可根据电源和负荷变化及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平。在用户侧，储能可以为用户提供可靠的应急电源，改善电能质量;或者利用峰谷电价的差价，为用户节省开支。

　　尽管有上述重要作用，但目前新型储能尚存在成本疏导和并网调度问题，储能电站的盈利情况普遍不及预期，新型储能的性能水平也有待进一步提升，因此，需要我们推进储能产业的技术创新和机制创新，为新能源的大规模安全发展和“双碳”目标的顺利实现提供重要支撑。

　　技术创新：安全是基础，经济是核心，绿色是保障

　　新型储能的安全解决方案

　　安全是储能应用的基础。储能设备作为含能载体，不可能做到绝对安全，但是有可能达到本质安全，也就是在正常工况或规定滥用条件下均不会发生热失控。而非本质安全是：当储能载体发生热失控后，通过外部灭火、降温等安全措施阻止进一步的热蔓延或爆炸。

　　储能载体的本质安全包含系统、模组和电芯三个不同级别的本质安全。其中，系统级别的本质安全最容易做到，只要求储能系统内电池模组热失控后不能蔓延到整个系统;模组级别的本质安全则要求更高：若模组内某个电池单体发生了热失控，必须有措施确保热失控不会蔓延到模组里的其他电池;而电芯级别的本质安全最难达到：要求电芯单体在正常工况及一定滥用条件下，不会发生热失控。

　　目前，电芯级别的本质安全技术有三个主要方向：水系电解液技术、固态电解质技术和安全剂注入电芯内部技术。前两者是将易燃电解液改性为非易燃，从而大幅提高电池热失控临界温度;后者是在不改变有机电解液属性的前提下，通过把安全剂注入电池内部方式，在电池故障早期就切断电池内部反应，防止其发生热失控。只有做到电芯级别的本质安全，新型电化学储能才有“资格”支撑新能源的大规模发展。

　　新型储能的成本下降趋势

　　成本是储能应用的核心。如果储能的度电成本过高，那么宁愿选择弃风弃光，也不会采用储能设备储存电量。

　　2023年，受上游原材料成本下跌及产业规模扩大等因素的影响，锂离子电池价格不断下行，目前国内电芯价格已低于0.4元/瓦时，综合考虑系统效率和运维成本等因素，锂电储能的全生命周期度电成本已经降至0.40~0.45元的水平。

　　2023年，储能电池价格大幅下降对上游和中游企业造成了一定竞争压力，但同时也为电池储能提供了进一步降本增效的基础。除了降低电池制造成本以外，采用创新技术提高电池循环寿命是降低储能度电成本的另一个重要方向。未来，随着电池补锂和修复再生技术的开发和应用，新型储能专用锂离子电池预计储能寿命可达15年以上，储能度电成本在2026年可降至0.30元，2030年前降至0.20元，低于抽水蓄能的度电成本。

　　2023年，光伏和风力发电的平均度电成本已经低于0.3元。在一类光照地区，光伏发电的度电成本甚至低于0.2元。因此，在2030年之前，一类光照地区“分布式光伏+储能”的平均度电成本将有极大的概率降至0.3元的综合利用水平。在新型储能的加持下，分布式能源的发展将势不可挡。

　　新型储能的绿色发展之路

　　绿色是储能可持续发展的保障。2023年8月，欧盟《电池与废电池法规》正式生效，对电池企业提出电池护照、电池回收以及碳足迹的强制性要求。因此，进行全生命周期碳排放管理，是企业应对绿色贸易壁垒、增强产品竞争力的必要途径。绿色储能产品的开发应从电池设计环节即考虑全生命周期的碳排放影响因素，尽量采用绿色材料和可再生材料、缩短生产工艺流程、延长电池使用寿命、采用易于拆解和回收的电池结构等。制造技术的升级是新型储能绿色化发展的重要环节，生产效率和管理水平的提高、绿色电力使用比例的提升都有助于降低电池生产过程的碳排放。此外，绿色储能标准体系的建立有助于推动储能产业加强绿色发展理念，构建完善的市场评价和选择依据，更好地与国际市场接轨。

　　锂离子电池产业的发展加剧了全球各国对锂资源的争夺，中、日、美、欧、澳相继将锂列为战略性金属。全球锂资源丰富，但分布不均，从储量来说可以满足全球动力和储能锂离子电池生产需求，但我国是全球最大的锂离子电池生产国和出口国，锂资源的供应受全球形势影响较大。因此，保障锂资源安全稳定供应具有重要意义，除加强锂资源的开采和布局外，必须对锂离子电池材料的回收和利用率予以高度重视，开发易回收的储能专用电池。目前，我国锂离子电池回收利用市场整体还处于初级发展阶段，电池回收率和材料再生率不高，绿色回收产业技术有待突破，同时需要进一步健全回收网络和市场监管，落实生产者责任延伸机制，保障电池资源可持续发展。

　　体制创新：新质生产力决定新型生产关系的发展

　　新型能源体系的变化趋势

　　在“新能源发电+储能”度电成本快速下降的驱动下，能源电力系统正在发生以下变化：

　　发电侧：已有火电机组逐步由主力电源向调峰电源过渡，更多的光伏和风力发电机组将涌入发电环节。与此同时，以电化学储能为代表的新型储能系统，以及以就地消纳新能源为主要目的的新质生产力产业(例如算力中心、新型制造业、可再生能源制氢等)将会围绕新能源发电侧布局，形成多能互补的局面，传统意义上的发电侧将逐渐由以虚拟电厂为代表的分布式能源替代。

　　输电侧：我国幅员辽阔，能源生产和消费存在地理空间上的错位，国内新能源丰富地区基本上在“胡焕庸线”的西部和北部地区，而能源消费则以东南地区为主，东西部之间的资源禀赋与能源消费需求存在巨大差异，因此大电网架构将一直存在，并将持续推进柔性电网技术的发展，包括超高压和特高压输电网络的智能控制技术改造，以及电网侧抽水蓄能电站和大型的、独立新型储能电站的建设与调用。

　　用电侧：传统的用电侧也将因地制宜地引入分布式电源和储能设施，在配电网基础上发展以工商业微电网为代表的分布式能源系统，并与输电网进行双向互动。通过峰谷价差等价格信号实施需求响应，微电网的电力用户可根据电力价格信号和有关激励机制以及电网对负荷调整的需求做出响应，电动汽车及工商业储能系统也可根据需要参与系统的削峰填谷。

　　上述能源电力系统发展趋势正是未来能源革命的趋势，体现了能源新质生产力的崛起和发展。“生产力决定生产关系”，为了适应新质生产力的发展要求，生产关系也必须随之发生变化。

　　“管住中间，放开两头”

　　“中间”是包含电网侧储能在内的输电网，“两头”在传统意义上是指发电侧和用户侧，在新型电力系统中还包含了新能源和储能在内的分布式能源系统(虚拟电厂和工商业微电网)。

　　“管住中间”的目的是打破电网垄断，确保电网企业不参与市场竞争性业务，保证电网运营的公正性和透明度。新能源电力的并网调度和新型储能电站的调用是新型电力系统建设面临的重要挑战。新能源发电比例的提升增加了电网调度的难度，分布式电源和新型储能快速发展带来大量分散调控对象的接入需求，同时终端用电负荷呈现增长快、变化大、多样化的新趋势，使电力负荷预测和协调难度加大。另外，在电力体制方面，电网企业作为输配电环节的主体机构，缺乏主动调用新能源电力和新型储能的底层动力，电力市场化程度有待提高。为了适应未来的能源发展需求，应在全国统一电力市场体系的基础上，持续推进区域电网建设和输配电分离体制改革，改变传统大电网集中调度模式，建立适应分布式能源系统的输电、配电和售电机制。通过垄断性业务(输电网)和竞争性业务(配售电公司)的彻底分离，鼓励配电网投资建设运营的市场化竞争，基于配电网的需求响应价格机制，引导分布式能源、虚拟电厂等向电网渗透，通过市场价格反映真实供求关系，为新能源市场交易创造条件。

　　“放开两头”是引入市场竞争机制，形成多元化的供电和售电主体结构，增强电力市场的活力和效率。新能源发电侧，需抓紧修订《可再生能源法》，出台考虑储能在内的新能源发电并网指导规范。结合陆地“一带一路”建设发展分布式能源，推动制造业和能耗产业向西部和北部等富能地区转移，突破能源“胡焕庸线”，在新能源丰富地区积极引入新质生产力产业(如算力中心、新型制造业等)。用户侧储能的核心价值在于用电的应急需求，以及与分布式光伏、风电匹配的支撑价值，因此，需打破隔墙售电壁垒，推进输配分离，因地制宜、因时制宜发展以工商业微网为代表的分布式能源系统，加大推动“分布式光伏+储能”、台区配储、离网配储、海岛多能互补、园区微电网、光储充、通信基站、数据中心等典型细分应用场景建设。

　　“还原能源的商品属性”

　　得益于我国能源保供能力的不断提升和强大的宏观调控能力，我国电力价格长期稳定，为用户提供了相对稳定的能源供应环境。但同时行政干预未完全破除，导致市场缺乏充分竞争，非公资本在能源市场中处于不公平竞争状态，能源行业市场集中度高、垄断等现象依旧存在。未来，新能源发电占比大幅提升，包括新型储能在内的灵活性调节资源将成为新型电力系统的重要支撑，分布式能源系统的建设也将加快发展。

　　当前，我国电力市场灵活性调节资源价值还没有充分体现，为了加快推进新能源和新型储能参与电力市场交易，应加快推动形成由市场决定能源价格的交易机制，完善电力现货市场和辅助服务市场的建设，促进市场主体多元化竞争，充分发挥市场化价格机制对电力资源的配置作用。分布式能源的建设应考虑其单体容量小、数量多、布点分散的特点，积极探索创新商业模式和多元化盈利模式，以虚拟电厂、工商业微电网等形式进行能源的有效聚合和集中调控，提供灵活多样的供需资源匹配服务。

　　在市场主导的交易体系中，能源价格充分反映自身的稀缺程度和供需关系，同时也要满足绿色发展的需求。目前，新能源的绿色价值还没有充分体现，绿证自愿认购的激励机制不足、绿色电力消费的环境溢价效用未能得到体现，因此，应尽快建立和完善体现新能源绿色价值的政策体系，实现电力市场和碳市场的协同发展。

　　前景展望：“新能源发电+储能”，春天即将到来

　　根据国家能源局发布数据，2023年，中国火力发电仍然是绝对的主力，占据了全国发电量的69.95%，发电量高达62318亿千瓦时，不降反升，同比增长了6.10%。而太阳能发电产出2939.68亿千瓦时，虽然同比增长了17.17%，但总发电量只占3.3%。新能源发展任重道远。因此，在光伏和储能成本迅速下降的产业背景下，以及近几年极端天气风险和地缘政治冲突风险骤升的情况下，希望火电的有序退出能够成为战略性的能源发展方向，从政策方向上推动包含储能和就地消纳因素在内的分布式能源的发展。

　　最近三年，各地在“全面开花”建设抽水蓄能电站，电站建设成本也由早期的50~65亿元/吉瓦，上升到70~80亿元/吉瓦，换算成全生命周期度电成本，已经接近0.30元了。考虑新型储能度电成本的快速下降(2026年约0.30元，2030年约0.20元)，以及新型储能安全性和绿色度的提升，预计在2030年碳达峰之前，新型储能的优势将超过抽水蓄能，成为新能源大规模发展、特别是分布式能源发展的支撑技术。因此，需要我们前瞻性考虑抽水蓄能的建设规模和合理布局，避免造成2030年后抽水蓄能产能的结构性过剩。

　　对于能源革命，我们要有信心，千万不能以“能源安全”为由，拒绝调整生产关系，阻碍新质生产力的发展。与能源行业同等重要的粮食食品行业在上世纪九十年代完成了市场改革，并在过去的30年里持续改进和完善，很好地支撑了中国式现代化的进程。在储能、特别是新型储能的支持下，新能源的大规模发展是必然趋势，这需要我们从技术创新和体制创新两方面做好准备，推动能源领域新质生产力和新型生产关系的协调发展，顺利实现“双碳”目标。

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