新型储能迎来重要战略机遇期 规模化须过“三关”

　　专家认为，从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，新型储能要实现规模化发展还要突破三方面限制。

　　一是成本回收问题。新型储能的应用场景广泛、投资门槛低、统筹管理难，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。此外，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益方式单一，尚未形成可持续的商业模式。

　　二是技术标准问题。当前对新型储能规划设计和调度运行机理的研究不够深入，发输配用等环节对新型储能的协同融合考虑不足，导致相关标准不够完善。在缺乏规范引导和技术要求的情况下，难免出现低效重复建设的情况，利用效果也会打折扣。

　　三是电化学储能安全问题。当前新型储能项目中90%以上为电化学储能，由于电池热稳定问题，近年来国外储能安全事故频发，国内也发生了类似事故，引发政府管理机构和行业的担忧，给新型储能投资建设带来影响。

　　现阶段，技术创新仍是新型储能突破发展瓶颈的内生动力。“着力点在于打造以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系。”戴剑锋表示，要积极鼓励“百花齐放”，以构建新型电力系统需求为导向，推动多元化储能技术发展，统筹技术发展基础和当前紧迫需求，推动相对成熟技术加快商业化发展，支持新兴技术集中攻关和研发储备，并加强创新资源的优化配置。

　　以市场机制为根本依托

　　与光伏、风电等新能源产业发展前期的大规模补贴路线不同，新型储能产业发展更强调“以市场机制为根本依托”。《实施方案》明确，加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。这意味着解决新型储能高成本的问题，必须依靠体制机制改革和商业模式创新。

　　一直以来，储能无法形成合理商业模式的主要原因是缺乏有效的市场机制。《实施方案》提出，营造良好市场环境，推动新型储能参与各类电力市场。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

　　对于如何完善新型储能成本疏导机制，戴剑锋认为，要分类施策推动成本疏导，对“新能源+储能”项目在并网、消纳、考核等方面给予支持，探索独立储能电站容量电价和电网替代性储能纳入输配电价的相关机制。同时，加快全国统一电力市场建设，完善市场机制，推动储能参与各类市场获取多重收益，真正实现按效果付费。