陈海生：中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理所研究员
《中国电业与能源》：储能行业发展将如何为新型电力系统建设提供重要支撑？
陈海生：为实现碳中和的远景目标，我国非化石能源消费比重将逐步提高到80%以上，间歇性、不稳定性、不可控的可再生能源将由补充能源变为主体能源。相应地，电力系统将从“集中式发电为主”向“集中式和分布式发电结合”的形式转变，电力系统的主体将从“源网荷”3个主体发展为“源网荷储”4个主体，储能将在新型电力系统中成为4个基本主体之一，成为新型电力系统的关键支撑。
《中国电业与能源》：目前我国储能行业发展现状如何，面临哪些挑战？您对提升储能服务新型电力系统的支撑能力有何建议？
陈海生：根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为4610万千瓦，占全球储能市场的22%，其中，新型储能累计装机超570万千瓦，同比增长75%。虽然发展迅速，但面向未来大规模储能应用需求，仍面临不少挑战，主要包括如下几个方面：
在技术方面，总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求。部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。
在市场方面，尽管目前各地在探索新的商业模式，但目前从全国范围来看，已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，能够获得调峰、调频以及容量补偿等多重收益的市场机制细则尚处空白。
在安全与标准体系方面，关于储能设备与储能电站的技术规范还不统一，尚未形成规范行业发展的技术标准体系。
《中国电业与能源》：现阶段储能参与辅助服务市场的情况如何？对于如何深化储能参与辅助服务市场建设，您有何建议？
陈海生：近两年，随着我国电力市场化改革的深入以及“双碳”目标的提出，全国各地开始加快辅助服务市场建设进程，电源侧、用户侧、电网侧储能开始逐步参与辅助服务市场。
2021年，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（以下简称“新版‘两个细则’”），文件明确了新型储能参与辅助服务市场的主体地位，并提出了并网管理要求，同时新增了电力辅助服务新品种，完善了辅助服务分担共享新机制。自文件发布以来，全国已有8个地区修订了本区域的辅助服务市场规则：
在辅助服务品种方面，储能除了可以参与常规的深度调峰、二次调频以外，山西省和南方区域等地还新增了有偿一次调频和无功调节等服务品种。
在市场参与形式方面，华北区域和浙江省允许用户侧储能作为第三方独立主体参与调峰市场，同时各地也开始探索储能联合新能源场站参与辅助服务市场的新机制。
在成本分摊机制方面，广东、山西、浙江、江苏的政策体现了“谁获益，谁付费”的原则，推动建立辅助服务费用向用户传导的长效机制。
虽然辅助服务市场正在如火如荼地建设，但仍然存在可持续发展机制不明、调用原则尚不清晰、分摊补偿机制不健全、市场长效机制有待建立等问题。
针对这些挑战，有以下几个建议：一是因地制宜落实新版“两个细则”，明确储能市场身份，同时结合市场环境完善市场规则；二是拓展储能参与辅助服务市场的服务品种，明晰各市场主体的技术要求和考核标准；三是结合电力市场化改革，探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，形成可市场化运作的长效机制；四是加强辅助服务市场与现货市场的衔接和融合；五是保持政策制定的连贯性，避免政策的大幅度波动造成市场动荡。
《中国电业与能源》：目前储能商业化、规模化发展取得了哪些成果？未来储能商业化、规模化发展将对新型电力系统带来怎样的改变？
陈海生：在“双碳”目标和新型电力系统建设的需求下，储能技术快速进步，产业链逐步完整，新型商业模式层出不穷，目前储能正处于从商业化初期向规模化发展，建立成熟产业体系，形成多种商业模式的关键时期。
从商业化来看，储能成本显著下降，循环寿命、能量密度等关键技术指标得到大幅度提升；部分省份如广东、山西等地的火储联合调频项目已经实现商业化；随着各地峰谷价差政策的推进以及“双控”工作的深入实施，部分省份如浙江、广东、江苏等的用户侧储能项目也已经初步具备经济性。
从规模化来看，2021年，我国新型储能市场进入规模化发展阶段。一是新增投运新型储能项目装机规模不断刷新历史。二是大规模项目的数量不断增多，特别是百兆瓦级项目数量，达到78个，占2021年新增新型储能项目（含规划、在建、投运）总规模的63%。三是液流电池、压缩空气等新型长时储能技术实现了单体百兆瓦级项目的投运，未来压缩空气储能还将开展单体30万千瓦的规模化应用。
储能项目的商业化和规模化发展还面临收益机制不稳定，政策变化风险大等问题。未来可在以下几个方面着手持续推进储能的商业化和规模化发展：
一是尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制。可再生能源比例升高，大概率会带来现货市场价格波动频繁且剧烈，目前国内终端电价水平传导存在较大的延迟性，无法及时反映供需变化，以及灵活性资源的价值。
二是根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种。随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步退出，电力系统惯量供应不足。目前我国各地辅助服务市场运营交易规则中，均鼓励储能参与调峰、调频市场，但各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，细化调频品种，为快速调节资源提供稳定的市场参与空间。
三是建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。应尽快建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制，秉持“同工同酬”的原则，对于能够提供抽水蓄能、燃气机组、火电等资源同等服务质量和效果的新型储能，享受同等的容量电价补偿和储能价格机制。