中国储能产业面临的问题及相关建议.doc

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1、中国储能产业面临的问题及相关建议 “二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，意味着今后较长时期，我国电力清洁化必须提速，以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。作为高比例可再生能源的关键支撑技术，储能在促进全球电力低碳转型进程中不可或缺，尤其在可再生能源占比越来越高的电力系统中，储能将发挥越来越重要的作用。但是储能产业面临历史性机遇的同时，如何实现储能与新能源乃至电力系统的深度融合，不管在顶层设计、市场机制还是在具体产业层面的降本增效上，都面临不小的挑战。一、国际储能发展情况尽管受到新冠肺炎疫情影响，但全球储能产业仍保持高速增长势头。根据彭博新能源财经的预

2、计，2020年全球储能市场规模将从2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，创下新的纪录。其中“可再生能源+储能”这一应用场景正在快速发展，市场份额预计由2019年的59%提升至71%。在全球主要储能应用国家，“光伏+储能”几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能，不仅可以对电网进行调峰调频，提高电网稳定性和电网线路利用率，还可以平滑光伏出力以减少对电网的冲击。为促进新能源消纳、提升电力系统灵活性，英、美、德、日等国家通过立法给予储能相应的身份，可以根据其自身资源的技术特点，设计不同的报价参数充分考虑储能的技术与物理特性，让其参与电能量、容量、辅助服务等不同品种交易，

3、多种手段鼓励储能参与电力市场。二、我国储能产业面临的主要问题随着我国经济转型、绿色能源快速发展和能源供给侧结构性改革不断深化，我国的储能发展需求正在日益扩张，储能产业的快速发展已经成为必然。截至目前，我国风电、光伏装机均超过2.3亿千瓦，安徽、湖南、青海等多地均在探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制，已有17个省份出台了新能源配套储能及新能源场站一次调频的相关政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。一是政策缺少长效机制，收益存在很大不确定性。与国外相比，我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，从而造成商业模式

4、无法形成闭环。目前“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付，获得收益存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则，新能源企业并不是唯一的受益主体，权责并不对等，储能低价恶性竞争激烈。虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。有些地方政策没有长效机制，甚至“朝令夕改”，储能投资面临较大的风险，不利于行业长远发展。二是技术和非技术成本高，储能电站成本居高不下。2020年储能的度电次成本在0.5元左右，按照目前的储能系统度电成本，距离规模应用的目标度电次成本0.30.4元还有不小差距。一方面由于储能尚未实现规模化应用，储能的技术成本较高；另一方面，国内储能电站开发、土地

5、、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本，非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。三是标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态，储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能，但电网公司并没有明确储能如何参与调度，以及调度的频次，充放电次数、放电深度多少算合格，标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。四是系统集成设计参差不齐。储能

6、集成系统是一个多学科、多领域的技术领域，包括了系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等，无论哪个部分出现短板，都会影响整个系统，储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化，是目前储能产业亟待解决的问题。目前行业存在以动力电池代替储能电池、非专业集成，堆砌化的“系统拼凑”、非一体化设计、未全面测试验证等行业乱象，不仅造成系统效率低下，还会暗藏安全隐患。三、相关产业发展建议“碳达峰”和“碳中和”的目标下，要实现净零碳排放，能源供应基本上要通过电力替代来实现，以风电、光伏为主的可再生能源电力为增量主体。储能的规模化发展有利于推动可再生能源大规模的应用，更有利于推

7、进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机。但只有技术支持并不足以支撑可再生能源产业发展，市场政策支持也很重要。从长远来看，我国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径跟欧美国家不一样，其中最大问题在于电力体制改革推进的进程和速度并不确定。因此，需要从顶层设计上统筹储能产业的发展，建设更为健全的运行机制与电力市场机制，通过政策调整打通储能多重应用，加速储能商业化进程。一是加快建立储能技术及应用标准体系。制定发布储能系统级的设计、安装、并网性能评价标准，建议参考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相关标准；完善储能电站的并网规范标准要求，统一“新能源+储能”的

8、电站设计要求；尽快完善储能电站的调度规范标准要求，为储能接入电网，更好地支撑电网系统打下基础。在储能电站并网验收方面，对于储能系统并网验收建议综合考虑储能系统特性，建议参考南方电网验收标准建立严格的验收测试规范并严格执行；在储能系统并网验收中，建议明确储能系统中关键参数以及验收集体实施标准和方法；加强储能系统的可调度性能测试，确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。二是推动1500V等高效技术大规模应用。目前光伏电站采用1500V系统电压较为普遍，但国内储能系统多采用1000V电压等级，技术先进性有待提升。目前德国等海外市场大规模应用1500V储能解决方案，占比超过80%，技术已非常成熟。储能

9、系统提升至1500V电压后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系统成本降低5%以上，系统效率提高0.3%以上，降本增效效果十分明显。三是建立完善储能价值评价体系。应努力为储能产业构建一个公平的政策环境，通过完善的市场机制体现储能的多重价值。要基于储能受益对象识别方法，研究发电、电网、用户等多元受益主体间的价值分摊技术，并提出适合不同储能应用场景的储能价值评估方法，为储能价值量化评估提供新思路。四是制定储能电价政策。逐步建立终端峰谷电价动态调整机制，在有条件的地区加快探索储能容量电费机制，试点储能容量市场。在此基础上，可以重点培育“第三方独立辅助服务提供者”市场角色；探索、试点辅助服务参与方从

10、发电侧延伸至用户侧的新机制。五是明确独立储能设施并网、接入方式，允许其作为独立市场主体开展运营。当前储能系统主要运营方式是与发电机组联合，从系统整体看作为发电企业的一部分，利用调频、调峰等功能获益。相比国外，我国当前储能系统缺乏作为独立市场主体运营实践，限制了储能技术的灵活应用，不利于从全系统角度优化配置和调用储能。建议不同容量的独立储能站，可接入不同电压等级，希望得到公平调度和公平报价。六是建议各省区政策保持稳定性和可持续性。一些省份电力辅助服务政策频繁调整，给整个产业的投资带来了较大的风险。在储能技术还尚未充分验证和迭代的情况下，企业和市场的关注点被迫过早地转移至政策风险上，频繁的政策变动让投资者都在追求“快进快出”，不利于行业的长远发展。4