行业首款液冷一体式移动储能车、可提前15分钟预报燃爆火灾事故的新型储能安全监测平台、能毫秒级响应的飞轮储能系统……在不久前举办的第十三届储能国际峰会暨展览会上,前沿储能解决方案百花齐放、亮点纷呈,行业朝着多元化、高安全、快响应的方向加速演进。与会场上的热闹相比,缺乏盈利模式、利用率不足等因素,正困扰着新型储能行业发展。如何破解这些难题,真正让新型储能物尽其用,已成实现“双碳”目标的关键一战。

新型储能是构建新型能源体系的必备基础设施。与化石能源相比,风电、光伏等新能源受天气和时间限制,发电更为“任性”,如果想在可再生能源替代过程中,保持能源安全稳定与绿色低碳之间的平衡,就需要借助外力。新型储能就像一个“超级充电宝”,在有太阳、有风的时候储存电力,等没太阳、没风的时候再释放出来,让新能源发电像传统能源一样稳定可靠,助力双碳目标实现。

党中央、国务院高度重视新型储能发展工作。2024年,“发展新型储能”首次写入《政府工作报告》。今年正式实施的《中华人民共和国能源法》规定,推进新型储能高质量发展,发挥各类储能在电力系统中的调节作用。

政策支持下,新型储能保持快速发展态势。截至2024年底,全国已建成投运新型储能项目累计装机规模突破7000万千瓦,约为“十三五”时期末的20倍。但从能源转型全局来看,新型储能项目实际利用率仍与快速发展态势不成正比。我国年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦,预计“十五五”时期将延续快速增长态势,大幅增加系统消纳压力。反观调节能力建设缺乏统筹优化,存量调节资源未得到充分利用,呈现出“一边新能源利用率下滑,一边新型储能调用不足”的矛盾局面。

阻碍新型储能设施高质量发展的因素集中在三方面。

区域发展不均衡。不同地区资源禀赋、新能源规模、用电负荷特性不尽相同,对新型储能的需求存在较大差异。由于储能发展统筹规划不足,新型储能开发建设与系统需求缺乏匹配。有的地方储能电站建得太多造成浪费,有的地方又不够用。

市场规则不健全。市场化是推进新型储能产业健康发展的必由之路,欧美电力市场相对成熟,新型储能可通过电能量市场、辅助服务市场、容量市场等多渠道获益。目前我国新型储能电站参与电力市场的规则还不太成熟,盈利模式单一,储能在不同时段电量与容量价值无法体现,导致企业难以稳定盈利。

技术储备不完善。虽然新型储能技术不断发展,但长时储能经济性不足、部分储能技术循环寿命和效率有待提升。英美等国正加大长时储能开发力度,多国已开展10到数十小时的液流电池、压缩空气、储热等项目示范应用。我国仍需加大对大容量、长周期、高安全储能技术的支持。

针对突出问题,应坚持需求导向,根据各地区新能源发展规模、调节资源等实际情况,科学引导新型储能发展规模、布局和建设时序,确保满足系统调节需要。加快推进电力现货市场建设,完善辅助服务市场交易品种,研究完善新型储能价格机制,拓宽储能盈利空间,激发企业配置新型储能积极性。加强技术创新,扩大电池单体容量、提高系统能量密度、延长电池寿命周期。面向新型电力系统需求,重点推动大容量、长周期、构网型储能核心技术装备研发和系统集成,以及储能安全防护等领域技术攻关。

用足用好新型“充电宝”,需要一场“政策搭台、技术唱戏、市场买单”的系统革命。今年2月《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》出台,明确取消新能源强制配储政策,标志着新型储能从政策驱动向市场主导的深刻转变。随着电力市场不断完善,储能价值持续挖掘,新型储能有望真正从“奢侈品”变成“日用品”。