俞振华：新型储能规模化应用 成本下降是关键

俞振华：新型储能规模化应用 成本下降是关键津巴布韦币兑换人民币 近日，《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（下文简称“《征求意见稿》”）发布，对推动储能行业快速高质量发展具有深远意义。未来新型储能将获得

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近日，《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（下文简称“《征求意见稿》”）发布，对推动储能行业快速高质量发展具有深远意义。未来新型储能将获得哪些利好？将如何发展？对此，中国电力报记者赵冉采访了中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华。

中国电力报：什么样的储能被称作新型储能？新型储能的特点是什么？

俞振华：目前技术最成熟的储能技术是抽水蓄能，所以新型储能实际上是相对于抽水蓄能的一个概念。是指除了抽水蓄能以外的其他新型的电化学储能或是物理储能技术。作为应用在电力系统的新型储能技术，应具有长寿命、高安全性、可靠性的特点。

中国电力报：新型储能与抽水蓄能相比，具有哪些优势？

俞振华：抽水蓄能受到资源条件的限制，主要通过大规模集中式的抽水蓄能电站接入电网。新型储能技术具有更好的布置灵活性，尤其是电化学储能具有模块化的特点，可以更广泛接入用户侧。但新型储能在当前这个时段还不能代替抽水蓄能，因为抽水蓄能具有容量需求大、技术经济性好的特点。在未来5~10年，新型储能会在度电使用成本上逐渐达到和抽水蓄能相竞争的水平。

中国电力报：新型储能要达到2025年装机规模3000万千瓦的目标，实现目标需要解决哪些问题？您认为3000万千瓦的新型储能中，各种技术的构成会是什么样？

俞振华：从储能的发展历程看，成本高和价格机制的缺失一直是最主要的瓶颈。在《征求意见稿》中，期望未来“十四五”期间通过规模效应降低成本，与此同时推进电力市场化改革，完善储能发展所需的市场环境。未来5年内预计降低成本依然是首要任务。储能大规模应用的关键是成本的下降加上合理的商业模式设计。

从目前的技术商业化程度来看，锂电池依然是最成熟、应用占比最高的新型储能技术。除了锂电池，在4小时或更长时长的应用中，压缩空气和液流电池等未来将具有大容量、长寿命、环境友好等特点，并在降低度电成本方面更有潜力，能够实现百兆瓦级以上的大规模长时间电量存储。根据我们的预测，结合国际可再生能源署等权威机构的判断，未来5年内，锂离子电池依然是最具大规模商用前景的主流电池技术。同时，各类长时储能技术随着成本的下降，将成为锂电池在电力系统应用的有效补充。新型储能全面市场化，需要进一步推动电力市场改革，完善市场机制，形成成熟的电力市场。

中国电力报：《征求意见稿》提出，到2030年，实现新型储能全面市场化发展，您认为，要实现储能全面市场化发展，还需要哪些努力？

俞振华：《征求意见稿》中明确了2025年、2030年的发展目标，提出到2030年，实现新型储能全面市场化发展。实现这一目标的基础是到2025年中国的储能产业将实现规模化发展，新型储能技术在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。在这一基础上，到2030年我国新型储能技术将进一步完善成熟，结合我国电力市场的改革和深化，储能将充分参与现货市场、中长期交易市场，与电力系统各环节实现深度融合发展。为实现“2030年新型储能全面市场化”的发展目标，需要进一步推动电力市场改革，完善市场机制，形成成熟的电力市场，为储能全面市场化发展打好基础。

中国电力报：《征求意见稿》提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，这种电价机制对储能行业有何影响？电源侧、用户侧的电价问题如何解决？

俞振华：《征求意见稿》在国内首次提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。容量电价机制的设立，在电力市场改革的过渡阶段，对规模化储能在系统中发挥的调节作用给予了价值出口，突破了储能价格机制的政策瓶颈，也为后续建立容量市场打下了基础。此外，文件进一步明确了新型储能独立市场主体地位，对储能参与各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准提出了研究制定的要求，为储能实现多重收益给予了身份保障，明确了执行路径，破除了储能发展中的“硬坎儿”。未来电网侧储能将吸引各类社会主体进入，在政策的引导下，电网侧储能将焕发新的生机。

中国电力报：对于电化学储能目前存在的安全问题应如何解决？

俞振华：电化学储能安全问题目前主要是锂离子电池储能的安全问题。从年初国家重点研发计划对“储能与智能电网技术”重点专项的支持方向也可以看出，目前的科研进展还是无法有效评估或预测锂离子电池的安全和失效时点。从动力汽车来看，即使锂离子电池通过了相关检测认证，但是电动车安全性事故还是屡见报道。

从电化学储能系统发生安全事故的诱因分析和降低事故损害考虑，解决电化学储能的安全问题可以从4个方面入手。一是加强电化学储能系统的安全预警和被动防护，尽量做到对电池安全的提前预警，做好可燃气体的监测和防爆通风。二是可以从系统、模组的防护设计加以改进，做好隔热防护，降低安全事故概率，控制事故规模。三是从电池正负极材料、隔膜和电解液等改进电池本体安全，提升热稳定性。最后，整个产业要不断总结实际项目中的经验，从事故中总结教训，不断完善储能的安全标准体系，并将标准应用到实际项目建设中去。

中国电力报：《征求意见稿》解决了目前储能面临的哪些痛点问题？

俞振华：目前，国内已经有20余个省市出台了新能源配置储能的政策。配置储能之后，储能如何调度运行，如何参与市场，成本如何疏导成为困扰新能源企业和投资方的首要问题。针对当下各省新能源配置储能的痛点问题，文件也进一步明确储能与新能源的协同发展。通过在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜，为新能源配置储能实现合理化成本疏导指明了方向，在电力市场改革的过渡阶段，可以进一步探索配置储能在提升“绿电交易”权重的可行性。

《征求意见稿》强调了新型储能对电网灵活调节能力和安全稳定水平发挥的作用，对电网供电能力的提升，强调了电网应急供电保障能力、延缓输变电升级改造对储能的需求。可以说，为2019年以来暂停的电网侧储能重新按下了启动键。同时，随着业界对电网侧储能加深认知，市场边界逐渐明确，监管能力提升，电网侧储能将吸引各类社会主体进入，在政策的引导下，电网侧储能将焕发新的生机。

文章来源： 中关村储能产业技术联盟

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