中国储能产业发展建议

储能技术产业化发展有利于推动非化石能源大规模的应用，更有利于推进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢先占领先机和国际影响力。让能源转型和应对气候变化的蓝图成为现实，必须加快储能技术与产业的发展。

储能商业化之路仍不平坦。当前，我国储能产业发展还面临着机遇和挑战并存，也面临诸多不稳定、不确定的因素，需要应对很多可以预料和难以预料的风险挑战。

现阶段，储能技术在新能源发电并网与电网侧应用的系统集成技术有待优化、项目投资回报周期长、商业模式不清晰、标准体系不健全，在电力辅助服务市场和用户侧的应用虽具备初步盈利可能性，但市场空间狭小，市场机制没有形成，储能的应用价值尚未得到合理补偿。

2017 年国家出台了《储能产业发展指导意见》、《电力补偿服务的工作方案》等支持政策，开启了比较好的储能应用开端。但总体来说这方面的政策还是不足，需要进一步从立法、财税、规划、基建、交易、监管等各方面进行政策推动的可行性。

目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。

中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，其中最大的问题在于电力体制改革推进的前景和速度是不确定的。因此，需要建立和完善储能服务发展直接关联制度条件，包括清晰的发展目标、持续的可再生能源激励计划、构建储能标准体系、储能采购激励措施等。

产业发展仍需政策支持。如何挖掘更多的储能应用价值，提升储能项目经济性，是储能产业当前发展需要关注的焦点。当前，中国已成为全球最大的电力开发和应用市场，中国需要更先进的技术和创新作为进一步发展的支撑，为应对全球气候变化、实现能源结构转型做出新的更大贡献。国内储能产业仍处于起步阶段，产业集中度还不是很高，基础研发和核心技术投入不足，成本优势与产业政策落地的细则还不是很明朗。这需要优质企业做好前瞻布局，也需要整个产业链上上下游协同发力和政府部门的大力支持。

1、政策及标准方面

一是将储能充分纳入国家能源体系，制定国家层面的储能产业发展战略与实施路线图。

二是加快储能技术及应用标准体系建立。标准是技术实现产业化的基础，也是支持行业健康发展的重要因素。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段，标准数量很少，标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准，我国也应加快储能标准的制定工作，紧跟国际标准的步伐，在国际标准中争取更多话语权，争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中，避免出现标准滞后于市场的现象。

由于相关技术标准的缺失，新型储能装置在生产和应用各个环节，如储能装置的设计、招投标、制造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便。我国在新型储能领域已经开展了大量科研与实践活动，具有了一定的技术积累与应用经验，初步具备了建立储能技术标准体系的基本条件。制定新型储能产业链各个环节的技术标准，推动新型储能技术标准化建设工作，是实现储能产业规模化、工程化应用的先决条件。

三是建立氢能并入居民用天然气管网相关标准，通过气体管网的运输，实现大规模储能及调峰，保障能源供应安全，同时实现电网和气网的耦合，增加电力系统灵活性。

2、储能产业方面

一是要加大创新投入，设立独立的储能国家重大专项计划。

建立健全储能产业专业标准体系和供应链体系，突破制约储能产业推广的安全性、经济性和使用寿命等关键问题。加大鼓励研发具有我国自主知识产权的技术和产品，激发创新活力，提升企业的创新能力和市场竞争力。

二是要完善政府支持和投融资机制。

吸引社会资本投入，加快推动我国储能技术大规模应用试点，进一步充分积累运行经验和云储能、大数据的建设，逐步抢占全球储能技术应用领域话语权和国际影响力。

三是建立储能产业联合创新研究机构，重视产业规划与布局。

新型规模储能技术研究和应用是一个多学科交叉的复杂体系，研发难度和实施难度大，需要不同学科人员和不同单位的联合攻关与实施。中国目前还没有一个专门研究储能产业关键问题的联合研究机构，产业趋势发展信息的搜集渠道也不全面，这给储能产业的发展带来了困难。

四是促进储能产业良性循环，疏导固废处理压力。

电化学储能产业即将面临固废处理的压力，建议分类型、分梯级开展电池资源回收、再生和环保处理，合理发展电池环保处理产业，既保证处理量要求，又避免二次污染，提前布局电池产业全寿命周期环保利用。

3、考虑地域差异的储能应用建议

一是优先在弃电严重的区域布局可再生能源场站侧储能项目。

建议国家在弃电严重的地区，选取上网电价较高的能源品种，配套安装储能系统，一方面帮助解决弃电上网、增加储能项目收益，另一方面降低弃风弃光电量，降低电网调峰压力。此外，除了电储能，还可以尝试在弃风弃光严重的区域，通过在用户侧安装供热蓄热装置，实现电能替代清洁供暖。

二是鼓励在基于调频效果付费机制和调频资源紧缺的区域，建设调频辅助服务储能项目。

随着电力改革逐步深入，电力现货市场启动建设，并即将进入试运行。当前火电与新能源机组受自身特点限制，均无法同时满足频繁快速调峰调频、稳定电力供应的需求。储能技术与火电、新能源发电相结合，可以（1）提高火电机组的AGC 调节速率和调节精度；（2）提升新能源机组对电力市场的适应能力；（3）在一定程度上稳定电力供应。

建议优先在调频需求较高的地区提前布局调频储能项目。

三是建议在经济发达地区建设能源互联网储能应用项目。

能源互联网、增量配电等示范区推进顺利与否，直接取决于当地经济水平。建议在京津冀、长三角和粤港澳大湾区等世界级城市群，储能技术与用户增值服务结合，面向主体用户围绕新城镇、新产业园区等，结合区域内的电动汽车、可再生能源资源、智能负荷等，优化布局储能项目，通过发挥储能的串联和纽带作用，在为用户供电的同时提供增值服务。

4、储能市场化

一是建议储能产业密切跟踪辅助服务市场建设进程，促进储能技术推广。预计到 2020 年，国家全面推广辅助服务市场建设，电力辅助服务不再是零和游戏，用户将参与辅助服务市场。储能系统提供的调峰、调频等辅助服务收益通过市场化方式得到体现，有利于通过市场交易推动技术革新与推广，降低政府财政压力。

二是建议将储能市场交易定价机制与电力现货交易价格挂钩，促进优化资源配置。

目前，广东、山西、甘肃等 8 个省区已被纳入首批电力现货建设试点，其中广东省预计 2019 年下半年进入试运行；同时北京、江苏等 8 个省区拟被列入第二批 8 家试点单位。建议储能系统与增量配电等系统结合，鼓励参与电力现货市场交易，发挥储能技术特点，争取高于标杆电价的市场交易，在提升需求侧用电响应能力的同时，增加储能项目经济性，同时降低国家对大电网输配能力的要求， 发挥地区资源禀赋优势，促进向节约型社会转变。

三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，我国当前储能系统不能作为独立市场主体运营，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。

四是建议对储能项目建设，在土地支持、电网接入、固定电价、融资方式等方面给予支持。

为降低储能投资成本，促进储能技术发展与应用，建议在土地相关收费、降低项目场址相关成本；地方政府及有关部门协调落实电力送出消纳条件；建议平价或低价新能源发电项目配套储电系统，执行标杆电价保障性收购；建议国家金融机构合理安排信贷资金规，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，支持储能系统落地。