按下新型储能发展加速键

据媒体报道，我国首个百兆瓦时钠离子储能项目一期工程投产，这是钠离子新型储能技术在全球的首次大规模商业化应用。发展新型储能是我国建设新型能源体系的重要组成和关键支撑，对保障新型电力系统安全稳定运行，以及推动绿色低碳转型具有重要意义。

近年来，全国多地加快新型储能产业布局和发展。“十四五”时期以来，我国新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元。国家能源局此前先后发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》，对当前我国新型储能发展进一步细化了要求。截至今年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模较上年同期增长超过210%。从国内技术路线看，锂电占比达到97%，液流电池、压缩空气、飞轮、超级电容、绿电气体等非锂电储能技术取得突破，平均储能时长2个小时至4个小时的新型储能装机占比近3/4。

也要看到，我国新型储能市场正处于快速扩张期，原材料价格波动较大、储能电站建设运营成本偏高。破解难题，需多措并举，按下发展新型储能“加速键”。

加快创新驱动，培育壮大新型储能产业。加快新型储能领域安全性、持久性、经济性、便捷性等方面探索，推动形成产学研贯通式发展，构建和完善以能源革命为背景、市场需求为导向、企业创新为主体、产学研用相结合的新型储能产业体系。重点围绕新型储能产业上下游重点环节和细分领域，加大对多元化长周期技术、全过程安全技术、智慧调控技术，以及全固态电池、非锂电储能等开展科研攻关，组织协同创新，加快场景应用，在标准规范体系建设、人才培养使用、成果转化应用等方面加强行业管理并完善配套制度。

多“侧”并举，推进“源、网、荷、储”一体化。在电源侧，加快推进传统火电节能降碳改造提升的同时，深化风光等新能源与新型储能融合，提高新能源消纳利用水平。在电网侧，科学规划建设新型储能单元，规范新型储能并网接入要求，发挥调频、调峰功能，缓解电网阻塞和电源与输电容量结构性矛盾，增强电力系统韧性。在负荷侧，挖掘用户端应用需求，按需建设负荷侧储能电站，推进“分布式新能源+储能”参与电力辅助服务市场，提升新能源就地消纳能力和电力系统经济性与安全性。

优化价格政策，保障新型储能市场运行稳定。优化电源侧储能购电放电价格政策，灵活运用共享租赁、容量补偿等多种模式，提升新能源配储项目综合效益，有效降低发电企业运营成本，应对市场价格波动风险，推动“新能源+储能”多元主体参与电力现货交易促进市场出清。结合试点经验，健全“储能电量+容量价格”形成机制，探索建立电网替代性储能成本纳入输配电价回收机制和电网侧储能电站竞争性电价机制，努力实现新型储能设备单元与电力系统相匹配、技术功能与市场价值相统一、运营成本与投资收益相协调。

完善标准体系，引领支撑新型储能高质量发展。依据国家《新型储能标准体系建设指南》加快完善共性技术标准，科学制定新型储能电站规划、设计、建设、运行、安全应急等技术规范。同时，围绕新型储能研发创新、测试验收、检测认证管理等主要环节，协调相关主管部门积极开展新型储能领域地方标准制定和修订，支持行业协会、生产企业、科研院所等联合研究制定新型储能领域相关行业标准。加强新型储能碳足迹核算标准相关国际交流合作，促进我国碳足迹背景数据库建设和完善，助力绿电价值实现国际互认。（本文来源：经济日报 作者：周 宾）