曾鸣：推进我国储能商业化的难点与建议

 

      加大对大容量储能技术的研发投入。储能技术的研究应适度超前于需求，因此需进一步加大对储能技术基础研究的投入，促进储能技术创新，鼓励储能技术朝着多元化的方向发展，促进储能度电成本的进一步降低。此外，除了推进电化学储能的研发和应用外，也应注重储热和蓄冷等广义储能的发展。重点支持能够显著提升技术经济性的储能装备技术创新，同时大力推进技术标准建设。

 

      同步开展储能与清洁能源发展规划。结合清洁能源发展同步进行储能规划，规划目标可根据具体项目制定，包括项目的综合用能成本最低、达到一定的清洁能源渗透率及用能效率等，明确储能系统的配置方案，包括储能类型、容量、功率和建设位置等内容。通过为清洁能源电站合理配置一定容量和功率的储能系统，促进大规模的清洁能源并网消纳；可以从增加清洁能源机组优先发电量、增加储能系统补贴等手段，给予储能与清洁能源同步规划方面的政策支持。

 

　    推广峰谷电价政策机制。实施峰谷电价，能够为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。通过扩大峰谷电价实施范围，合理确定峰谷价差等手段进一步推进峰谷电价机制的实施，运用价格信号引导电力削峰填谷，为储能系统提供市场空间。可设立动态的峰谷电价机制，为储能系统的灵活性优势提供发挥空间，促进储能的应用和发展。

 

      建立清洁能源、储能并网规范机制。建立清洁能源电力并网的规范机制，对于电能质量不满足并网要求的清洁能源电量进行选择性接收，使清洁能源厂站注重储能系统的配置应用。此外，应加快完善储能系统接入电网的设计规范，为储能的开发和应用提供标准参考，同时促进储能产业的健康、有序发展。

 

　鼓励各类型主体参与储能投资。通过政策引导，鼓励电源侧、电网侧和用户侧等各类型投资主体参与储能系统的建设和应用。明确储能系统参与电力系统辅助服务的市场机制和盈利模式，吸引投资者投资储能产业，包括技术研发、设备制造、系统建设和材料回收等各个环节，鼓励电源侧、电网侧、用户侧以及第三方独立储能供应商等任何有条件的投资方投资建设储能装置。

 

      加快建设大规模储能应用的示范项目。通过建设储能示范项目进一步探索储能的应用场景和商业模式，为后续储能在电力系统各个环节的大规模应用积累经验。借鉴较为成功的储能示范项目，探索可复制的推广模式，充分发挥示范项目的带头作用。同时，示范项目政策中还宜再细化投资成本、考虑示范项目后期产出及其运维需要、试验期满后实行商业运行获利偿还前期补贴等一系列问题，使项目能发挥长远效益。

 

      鼓励储能系统的独立化运营。建议允许储能系统作为独立市场主体开展运营，并明确独立储能设施的并网、接入和归调的方式。目前储能是联合其他市场主体运营，比如在电源侧配合火电机组，提供调峰调频，获取辅助服务补偿收益。配合清洁能源机组进行高储低放，平抑清洁能源出力曲线，增加清洁能源电厂的电量收益等。这些模式是储能系统配合其他市场主体运营的，储能系统独立运营有利于从全系统角度优化配置和调用，更好地发挥其灵活性特点，因此需明确独立储能设施并网、接入、归调的方式。

 

      加快推进电力市场建设，完善电力市场机制。通过完善电力市场机制合理体现储能在削峰填谷和提升电能质量等方面的多元价值，通过市场交易使储能获得与其特性相匹配的收益。加快推进电力市场建设，完善储能参与辅助服务市场的交易机制，丰富辅助服务交易品种，包括调峰调频、备用、黑启动等，通过市场手段实现储能系统价值的合理回报。 内-容-来-自；中_国_碳_0排放￥交-易=网 t an pa i fa ng . c om