經(jīng)濟觀察網(wǎng) 記者 黃一帆 3月6日，經(jīng)濟觀察網(wǎng)獲悉，今年兩會期間，全國人大代表、天能控股集團黨委書記、董事長張?zhí)烊吾槍Ω猛七M儲能高質(zhì)量發(fā)展，構(gòu)建現(xiàn)代化的新型能源體系提出了相關(guān)建議。

張?zhí)烊握J為，積極推進可再生能源發(fā)展，構(gòu)建以新能源為主導(dǎo)的新型能源體系，是實現(xiàn)碳達峰碳中和的關(guān)鍵路徑和必然選擇。黨的二十大報告提出，“加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系。”隨著能源革命深入推進，2022年，我國可再生能源發(fā)展實現(xiàn)新突破，裝機總量歷史性超過全國煤電裝機，進入大規(guī)模高質(zhì)量躍升發(fā)展新階段。

他表示，儲能是構(gòu)建新型能源體系的重要環(huán)節(jié)，也是推進能源革命的重要支撐。首先，儲能可以有效提高新能源發(fā)電的消納比例，減少棄風(fēng)棄光，節(jié)約社會資源；其次，可以增強電網(wǎng)的調(diào)峰能力，確保大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行；再次，可以提高各類新能源電站的發(fā)電時效，促進新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，提升傳統(tǒng)電站的發(fā)電計劃性，降低成本，提高效率效益。

國家能源局的統(tǒng)計顯示，2022年，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出，到2025年實現(xiàn)新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。屆時，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)模化發(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件。

張?zhí)烊伪硎?，?jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，目前儲能產(chǎn)業(yè)主要面臨如下問題：

一是配置不夠均衡。目前在建及建成的儲能項目中，發(fā)電側(cè)的分布式儲能項目多，電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的共享儲能項目少。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2022年末，全國累計批復(fù)的儲能項目中，95%以上是發(fā)電側(cè)儲能項目。由于發(fā)電側(cè)分布式儲能主要是為新能源發(fā)電企業(yè)配套建設(shè)的項目，儲能容量小，所屬電網(wǎng)調(diào)度部門一般不掌握其運行和儲能狀態(tài)，只能對局部電網(wǎng)有一定的穩(wěn)定作用。而共享儲能是獨立為區(qū)域電網(wǎng)配套的大容量儲能項目，既可建設(shè)在大型火電廠或水電站附近，也能設(shè)在區(qū)域負荷中心，不受新能源場站地理環(huán)境的限制，其容量依據(jù)區(qū)域電網(wǎng)新能源規(guī)模來配置，并且受到所屬電網(wǎng)的直接調(diào)度，直接參與電網(wǎng)電力平衡，從而可以更好的有效平衡電網(wǎng)。

二是政策不夠明確。目前，國家尚未出臺用戶側(cè)儲能的系統(tǒng)接入審批、驗收規(guī)范等，地方行業(yè)主管單位審批無據(jù)可依，致使用戶側(cè)儲能項目支持政策各地差異較大。此外，由于儲能系統(tǒng)只是電能量的轉(zhuǎn)移而非消耗，儲能電站運行過程中的電損是否計入能耗指標，基本容量電費是否可以免除等方面的政策，尚不明確；儲能電站向周邊用戶就近售電（隔墻售電）的具體規(guī)范要求也不夠全面。

三是收益來源單一。目前，國內(nèi)儲能電站的商業(yè)模式較為單一。發(fā)電側(cè)的配置儲能電站主要依靠減少棄電率，提升發(fā)電效率增加收益；用戶側(cè)的共享儲能電站收益主要來自峰谷價差，由于峰谷價差受到電價波動以及電網(wǎng)代購電的影響，所以電站整體收益不穩(wěn)定；此外，國外儲能電站的大部分收益來自于電力市場交易，國內(nèi)目前無法直接參與電力現(xiàn)貨交易，儲能電站收益來源較單一。

為了更好推進儲能高質(zhì)量發(fā)展，構(gòu)建現(xiàn)代化的新型能源體系，張?zhí)烊谓ㄗh：一、多目標平衡，完善新型儲能政策機制。建議國家盡快出臺用戶側(cè)儲能接入、驗收管理實施細則。鼓勵分布式發(fā)電企業(yè)與周邊用戶按照細則規(guī)定直接交易，從工業(yè)園區(qū)入手，探索打造“綠色低碳微電網(wǎng)”，破除“隔墻售電”玻璃墻。明確新增新能源電源的儲能容量配比，強化容量配置和電力通道供給，降低新能源對電網(wǎng)沖擊，降低或取消中大型儲能項目的基本容量電費。支持儲能項目作為新型、特殊的獨立市場主體身份參與電力市場，推動完善價格形成機制。

二、多維度降本，提升新型儲能項目收益。建議中大型儲能項目的能耗指標根據(jù)全國各地實際采取省域統(tǒng)籌，不納入地方能耗指標，提升儲能安裝用戶用能權(quán)，如有序用電期間優(yōu)先用電等。研究出臺大型共享儲能輔助服務(wù)、新能源配套租賃等機制，帶動儲能配套服務(wù)市場，降低儲能建設(shè)成本，縮短成本回收期，為未來用戶側(cè)儲能項目鋪開后參與電力市場化交易打下基礎(chǔ)。建議將用戶側(cè)儲能納入電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度管理，充分發(fā)揮削峰填谷和電力保供作用，出臺儲能項目電力輔助服務(wù)補償細則，促進用戶側(cè)儲能發(fā)展。

三、多渠道保供，豐富新型儲能技術(shù)路線。目前鋰離子電池儲能的裝機占比達到90%以上，技術(shù)路線仍較為單一，建議在規(guī)模化發(fā)展新型儲能設(shè)施時，應(yīng)系統(tǒng)考慮多種技術(shù)路線并存，特別是要大力發(fā)展更具經(jīng)濟型、安全性的鉛炭電池，打造更加安全高效低碳的儲能電站，確保我國能源供應(yīng)需求。鼓勵壓縮空氣、液流電池、鈉離子電池等技術(shù)創(chuàng)新發(fā)展，開展規(guī)模化示范應(yīng)用，積極探索儲氫、儲熱及其他儲能技術(shù)的創(chuàng)新研究和示范應(yīng)用。