——访中电联副秘书长、电动交通与储能分会会长刘永东

　　近年来，得益于一系列利好政策的加持，我国抽水蓄能行业和以电化学储能为主的新型储能行业得到快速发展。2022年12月，国家发展改革委印发《“十四五”扩大内需战略实施方案》，提出推动构建新型电力系统，提升清洁能源消纳和存储能力。

　　在扩大内需战略中如何提升清洁能源消纳和存储能力？近日，中能传媒记者采访了中国电力企业联合会副秘书长、电动交通与储能分会会长刘永东。

抽水蓄能蓬勃发展

　　中能传媒：中电联数据显示，截至2022年10月底，我国在运抽水蓄能装机达到4399万千瓦。据中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会数据，至2022年11月15日，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计43个项目，装机规模合计为5709.8万千瓦。抽水蓄能迅猛发展的原因何在？

　　刘永东：作为电力系统内主要的清洁绿色优质调节手段，抽水蓄能电站运行灵活、反应快速，被称为电力系统运行的“调节器”和“稳定器”，已成为推动能源转型、保障能源安全、带动经济发展的重要力量。抽水蓄能迅猛发展，是建设新型电力系统的迫切需要，也是各种政策利好因素带来的结果。

　　近年来，抽水蓄能行业得到国家的重点支持。首先是2021年4月，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出以竞争性方式形成电量电价，充分发挥电价信号作用，调动了各方面积极性。

　　其次是2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦。

　　再次是2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，把加快推进抽水蓄能电站建设作为提升可再生能源存储能力的首要措施，并明确了“十四五”抽水蓄能电站开发建设重点，为抽水蓄能发展创造了更大的空间。

　　根据规划，在全国范围内普查筛选抽水蓄能资源站点基础上，建立了抽水蓄能中长期发展项目库。对满足规划阶段深度要求、条件成熟、不涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，按照应纳尽纳的原则，作为重点实施项目，纳入重点实施项目库，此类项目总装机规模4.21亿千瓦；对满足规划阶段深度要求，但可能涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，作为储备项目，纳入储备项目库，这些项目待落实相关条件、做好与生态保护红线等环境制约因素避让和衔接后，可滚动调整进入重点实施项目库，此类项目总装机规模3.05亿千瓦。

　　在这些利好政策刺激下，抽水蓄能投资主体日益多元，除了电网企业和发电企业投资热情高涨外，电建企业和其他一些投资主体也积极参与进来，形成蓬勃发展的势头。

新型储能技术需进一步突破

　　中能传媒：《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。目前，新型储能主要有哪些技术手段，分别处于什么发展水平？

　　刘永东：从广义上讲，储能是指通过介质或者设备，把能量用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于应用需要再以特定能量形式释放出来的技术。按照不同能量转换方式，一般可分为机械储能（包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电化学储能、电磁储能、热储能和化学燃料储能（如氢储能）5种类型。

　　机械储能中的抽水蓄能是构建新型电力系统的重要组成部分。机械储能中的压缩空气储能系统普遍存在响应速度慢，转换效率低（50%~60%左右）以及技术成熟度不够等问题，需要开展进一步研发。机械储能中的飞轮储能受限于其技术原理，能量密度低、自放电率较高，集成成本较高，目前的集成规模较小，仅在一些用户电能质量改善、不间断电源等秒级暂态支撑场景得到应用。

　　电化学储能主要通过电池内部不同材料间的可逆电化学反应实现电能与化学能的相互转化，在充放电过程中完成电能的储存和释放。根据中电联2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦。新型储能中90%为电化学储能，电化学储能主要为锂离子电池储能，其已具备规模化应用能力，适用于电力系统调峰、调频、新能源消纳、紧急事故备用、黑启动等大部分应用场景，是电力系统优质的灵活调节资源，但存在安全隐患需要加以解决。其他形式的电化学储能技术缺陷都较明显，或是对于电力系统的适应性差，或是只能在特定场景中具备一定应用价值，需要进一步技术突破。

　　电磁储能中目前相对成熟的是超级电容器。由于超级电容器的能量密度较低，单体容量较小，目前集成规模较小，主要应用在提高电能质量，平抑电压和功率波动等场景。

　　热储能中目前相对成熟的是熔融盐储热。熔融盐储热技术目前存在效率低（低于50%），可靠性较差等缺点，应用局限于太阳能热发电技术。

　　化学燃料储能中的氢储能技术是当前研究的热点。相比其他储能技术，其能量存储与释放过程分离，目前存在能量转换效率低、成本高，需要的基础设施投入大等问题，且存在一定的安全性隐患。但作为一种长时间尺度战略储能类型，考虑在“双碳”进程中发挥的特殊价值，氢储能未来潜力很大。

　　可见，抽水蓄能是目前最成熟、最经济、最具规模的储能技术。与电化学储能目前优势集中在4小时以下的短时储能，重点发挥调频功效相比，抽水蓄能优势体现在6小时以上中长时储能，具有显著的电量时移功效和经济价值。新型储能中，电化学储能虽已具备规模化应用能力，但存在安全隐忧，其他形式新型储能的商业化之路还在探索阶段。

新型储能健康发展值得期待

　　中能传媒：国家发展改革委印发的《“十四五”扩大内需战略实施方案》提出提升清洁能源消纳和存储能力。这对发展新型储能有什么影响？发展各种新型储能还需要什么样的政策支持？

　　刘永东：目前的扩大内需战略对各种储能技术突破和商业化而言，是一剂良好的催化剂。如果辅之以适当的政策措施，新型储能健康发展值得期待。

　　在完善政策措施方面，我认为，首先，应借鉴发展抽蓄的方式发展新型储能，逐步扩大独立储能/共享储能比例。抽水蓄能与新型储能的核心作用相似，建议将新型储能和抽水蓄能采用统一规划、统一建设、接受电网调度与自调度相结合的模式大力发展。在发展中，由地方政府和电网公司牵头，滚动确定并发布各区域的储能规模和比例，有序引导独立储能/共享储能建设节奏，避免造成资源浪费。

　　其次，要持续加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平。应注意提升安全预防管理的智能化水平，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，作为储能电站质量运行大数据分析和事故预测的依据，建设智能化程度高、集成水平好的安全管理系统，及时、准确判断设备故障，降低事故隐患，保证储能系统的安全高效运行。

　　最后，建议建立体现储能多重服务价值的市场机制。在目前机制下，储能受电价价差低、调用次数不足、辅助服务价格过低等因素影响，收益无法得到有效保障；部分地方政府虽然有补贴，但是随着储能规模的扩大，补贴难以持续，为此必须建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、容量市场、辅助服务市场等及其价格机制，通过价格信号激励市场自发配置储能资源。尽快完善落实新型储能电站价格与市场化机制，按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》有关要求，加快独立储能电站相关配套政策及实施细则的出台与落地，对独立储能电站相关的技术和运行要求予以进一步明确，并细化具体落地实施内容。出台新型储能容量电价机制，按照“谁受益、谁分担”的原则承担相应的容量成本，参照抽蓄容量电价通过输配电价回收方式解决模式，出台新型储能容量电价机制，保障储能投资的可持续性。