国家发改委刘满平：储能产业面临的问题及对策

　　“结合国外经验看，储能产业要想真正进入商业化、市场化，需要更加积极的经济性支持政策，鼓励吸引更多的投资主体参与到储能产业。在储能发展起步阶段，优先布局“短、平、快”的储能项目，采取较大力度的资金补贴、税收减免等激励性政策，降低储能投资运营成本，充分激发企业储能建设积极性”

　　储能的大规模发展对支撑新能源消纳，提升电力系统灵活调节能力，构建新型电力系统具有重大意义。近年来，得益于政策支持、技术进步和风电、光伏装机量的快速增加，作为新能源的配套产业，我国储能产业发展迅猛，已超越美国成为全球第一大储能市场和储能产品提供国家。不过也要看到，我国储能产业发展还面临着结构性产能过剩、有效利用率不高、成本疏导不畅等等体制和技术性问题。对此，应把握新一轮储能发展机遇期，强化政策设计，集聚关键要素，增强产业技术和商业创新，推动储能产业高质量发展。

　一、当前面临的问题和挑战

　　(一)产能扩张迅速，结构性产能过剩问题凸显

　　由于我国储能市场空间巨大，前景广阔，储能成为各地政府发展经济新动能重要抓手，政策频度和力度持续加力。在政策的推动下，众多企业纷纷进入储能产业各个环节，产业投资加速增长，掀起全产业链扩产大潮，储能装机规模成倍、翻番地增长，尤其是新型储能。据中关村储能产业技术联盟最新披露的行业统计数据，2022年我国新型储能新增装机规模达7.3吉瓦/15.9吉瓦时，功率规模同比增长2倍，能量规模同比增长2.8倍。2023年新增装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时，3倍于2022年水平，连续3年单年新增装机超过前期累计装机规模。全国约有27个省区市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约84吉瓦，超过国家之前规划的两倍。随着储能企业爆发式增长和投产扩张，面对目前有限的储能市场应用规模，也带来了行业内结构性产能过剩、储能产品低价低质竞争等问题。部分企业不得不牺牲短期盈利、打价格战、做亏本买卖，参与市场竞争。据寻熵研究院调查统计，由于碳酸锂价格下降83%，叠加电芯产能过剩、参与厂商众多、竞争激烈等因素，2023年储能电芯和储能系统价格大幅下降，其中，2小时储能系统平均报价下降44%;4小时储能系统平均报价下降47%。

　　(二)部分项目“建而不用”，新能源配建储能实际利用率不高

　　尽管行业扩产积极，但受市场环境变化、市场机制不完善，行业标准缺失等影响，部分储能项目盈利水平不高，再加上调度部门青睐规模大的抽水蓄能，“嫌弃”其它新型储能规模小、“不愿调”，导致存在“备而不建、建而不用”问题，一些企业斥巨资投建的产能面临闲置状态。另一方面，目前全国已有28个省区市出台10—20%新能源强制配储政策，强制配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，由于主动支撑等能力不足、收益模式不明确，新能源强制配储平均利用率低。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另据中电联发布的调研报告显示，新能源强制配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源强制配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户侧储能的28.3%。

　　(三)运营模式和市场机制尚不完善

　　储能产业持续健康、高质量发展的关键不在于其时长和规模，而在于是否建立起一个市场化成本疏导机制和成熟的商业运营模式。

　　首先，相较于美国等国家，我国储能项目收益来源有限且存在一定的不确定性。尽管国家出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场，可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益，但由于我国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低，大多省份上述收益不能同时获得。例如，独立储能电站的上网电价、充电电价未有明确定位;辅助服务市场品种单一;储能容量电价政策尚未出台等。在内蒙、宁夏、新疆等新能源装机大省，电力市场化改革相对滞后，市场化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山东、山西等电力市场化改革较好的区域，储能项目收益仍受辅助服务市场容量尚小、现货价格波幅限制、租赁期限短，租赁周期不理想等因素制约。

　　其次，成本疏导机制尚未建立，项目盈亏平衡难以保证。一方面，我国储能尚未实现规模化应用，技术成本较高。再加上储能项目开发、土地、接入、并网验收、融资等非技术成本，导致储能成本居高不下。另一方面，我国电力现货市场仍然以发电侧单边交易为主，储能成本还不能通过输配电价疏导至用户侧，成本多由发电侧单一主体“买单”，不利于激励各类经营主体优化配置储能资源，引导社会资本积极参与储能建设。

　　(四)储能企业国际化发展面临贸易保护主义的挑战

　　我国储能产业凭借技术、成本以及产业链优势，目前已成为引领全球的优势战略产业。在国内产能扩张过速、市场竞争博弈加剧、商业模式尚需改善的背景下，很多储能企业选择市场盈利模式更为明晰，利润率更高的海外市场，通过出口产品、与国外企业合作甚至海外建厂的方式向国际化发展。但由于当前国际环境日趋错综复杂，储能行业面临“贸易保护”“产品本地化要求”等方面的挑战。例如，为争夺储能这一战略制高点，实现产业链本土化，美国、欧盟通过《通胀削减法案》、“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒，抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权，一定程度上削弱我国储能产品国际竞争力，挤压我国储能产业国际市场空间。

　　(五)长时储能战略布局落后于英美，

　　技术发展亟待突破

　　随着光能、风能占比逐渐上升，其发电的间歇性对电网影响将越来越大，要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够，必须依靠不同时长的规模化、高安全性储能技术，尤其是大容量、长时间、跨季节调节的长时储能技术。它不仅能在更长时间维度上调节新能源发电波动，还能在极端天气下保障电力供应，降低社会用电成本。为解决长时储能部署障碍，加大投资力度，美国在2021年提出10年内将电网规模10小时以上长时储能成本降低90%的战略目标;2023年3月提出净零情景下2050年需部署225—460吉瓦长时储能。英国也提出了面向长时储能技术的投资激励计划，2024年1月提出在2030—2050年部署20吉瓦长时储能技术。相对美英等国，我国目前还未有专门出台针对长时储能战略布局和激励计划。此外，我国长时储能技术发展相对滞后，规模化和产能扩大面临瓶颈，目前建设的绝大多数长时储能满足要求的仅仅有极少数的熔盐热储能光热电站，几个少量的压缩空气储能以及部分液流电池储能等示范项目。

二、相关对策建议

　　(一)强化顶层设计和规划引领，统筹发展新能源与储能

　　一是坚持规划指引，着眼长远规划，国家及各地方统筹布局协调发展。国家层面要综合考虑电网接纳能力、国家清洁能源利用目标等因素，明确新能源项目、储能项目合理规模和布局，做好顶层设计，省级能源主管部门提出各地区规模及项目布局，并做好与国家相关规划的衔接，国家和地方上下联动，避免储能产业盲目、重复发展和无效配置。

　　二是积极引导新能源与储能统筹协同发展，探索完善“新能源+储能”协调和融合发展模式。对新能源配储规模和比例开展科学论证，因地制宜，不搞“一刀切”的强配模式。对独立储能的布点和建设时序提出明确指导，避免一味追求“量”而忽视“质”的“蜂拥而上”和重复建设。充分利用不同应用场景加快商业模式创新，推动风光水火储一体化融合发展，提升新能源消纳水平与储能的利用率。

　　(二)进一步完善储能市场机制和价格机制

　　从国外储能行业的发展经验来看，建立完善的储能市场机制和价格机制是决定储能行业能否可持续性健康发展的关键因素，也是储能行业从商业化初期向规模化发展转变的重要推手。

　　首先，建立完善储能价值评价体系。结合我国电力市场建设情况，在全国范围内明确储能应用的市场准入条件和主体地位，努力为储能行业构建一个公平的政策环境，通过完善的市场机制体现储能的多重价值。

　　其次，合理制定储能相关电价政策。对于以支撑电力系统调节为主要功能的储能，可考虑参照抽水蓄能电价机制，建立电量电价与容量电价相结合的两部制电价机制。用于替代电网输变电设备投资的储能，需确保其相较于其他输变电设备有更好的经济性，经评估认证后可纳入输配电价回收。

　　同时，还需加快推动储能参与电力现货市场，建立终端峰谷电价动态调整机制，发挥移峰填谷和顶峰供电作用，充分发挥价格信号引导作用，适当增加现货市场价差，扩大储能盈利空间。适时建立容量市场，体现储能对系统容量支撑方面的价值，推动储能在市场中获得合理收益。

　　再次，合理疏导储能成本。基于储能受益对象识别方法，按照“谁受益、谁承担”原则，研究发电、电网、用户等多元受益主体间的成本分摊方法。探索、试点将辅助服务成本逐步传导至用户侧，近中期参与市场化交易的用户应参与辅助服务费用分摊，未来竞争性市场下过渡至全体用户承担。

　　(三)以多元化激励模式加大储能政策支持力度

　　目前国内对储能产业的政策支持更多倾向于行政措施，对应的经济性措施相对偏少，即使采取经济性措施持续时间也比较短，高昂的储能投资成本缺乏疏导渠道，直接限制了储能规模的快速增长，对于实现储能在更大范围内更优的资源配置作用不利。结合国外经验看，储能产业要想真正进入商业化、市场化，需要更加积极的经济性支持政策，鼓励吸引更多的投资主体参与到储能产业。在储能发展起步阶段，优先布局“短、平、快”的储能项目，采取较大力度的资金补贴、税收减免等激励性政策，降低储能投资运营成本，充分激发企业储能建设积极性，鼓励配储比例较大、“风光储”一体化等系统友好型的新能源开发项目以及保障电网安全和提供输配电服务的独立储能项目优先发展，打造良性发展基础，促进储能在短时间内快速形成规模效应。同时，统筹储能产业链发展政策，进一步培育和延伸储能上下游产业，依托具有自主知识产权和核心竞争力骨干企业，积极推动全产业链发展，着力培育和打造储能战略性新兴产业集群，通过不断的技术创新和政策驱动，推动储能行业降本增效，从而形成更充分更良性的市场竞争，助推储能实现产业化发展。

　　(四)重视和加强长时储能技术创新研究

　　作为长时间的调节型资源，长时储能的重要性及发展前景已得到行业内普遍认同。目前我国储能行业发展还处于初级阶段，已有的储能技术并未完全满足各应用领域的要求。因此，需要持续开展储能技术的研发，尤其是那些低成本、高安全、长寿命的储能技术。

　　一是提前开展以氢储能为代表的长时储能关键技术攻关布局，加快制定长时储能技术路线图。加大基础研究投入，设立专项资金，支持原始创新，掌握自主知识产权，提高技术应用性价比。

　　二是积极鼓励长时储能先进技术的示范应用，以示范工程建设或项目带动技术创新，提升长时储能效率、寿命、成本等多维度市场竞争力。

　　三是构建长时储能技术标准体系，及时结合行业发展水平和新兴应用场景优化标准体系，提升行业整体技术水平。

　　四是建立健全长时储能政策保障机制，从项目管理、科技创新、市场环境、价格机制、产业发展等方面逐步完善长时储能发展政策保障机制。

　　(五)加强储能产业行业标准体系建设和市场监管

　　储能大规模应用和发展，质量和安全性是不可逾越的门槛。在政策驱动和市场诱惑下，近年来很多企业和资本转行、跨界涌入储能产业，自身缺乏足够的技术研发和生产制造经验积累，生产出的储能产品在质量、性能及安全性上均难以达到行业标准要求，为能在行业站住脚，实施低价策略，引发当前储能全产业链价格战，导致储能项目招投标环节重价轻质，质量低劣产品、存在安全隐患产品能以次充好大量流入市场，行业出现无序竞争的混乱局面。建议相关部门从包括储能标准、行业监管、市场培育等多方面入手，进一步规范行业发展秩序，调整优化相关政策机制，加强储能产业行业标准体系建设，强化行业监管准入等多个方面，让行业回归市场，实现健康发展。

　　一是推进重点技术标准的研制与实施。组建标准化委员会与工作组，重点推进安全、质量与环保等标准的研制。

　　二是深入开展安全质量检测和认证。研究和建立锂电储能系统安全性检测和认证制度，培育建设一批储能综合检测平台和认证机构。

　　三是强化项目生命周期管理。加快实现全流程、全要素的精细化、系统化管理、构建储能项目全生命周期管理体系，保障储能系统长期安全稳定运行和环保回收再生。

　　四是加强市场监管，规范各环节利益主体行为，净化市场竞争秩序，避免市场失灵。