记者 黄一帆 3月6日，获悉，今年两会期间，全国人大代表、天能控股集团党委书记、董事长张天任针对更好推进储能高质量发展，构建现代化的新型能源体系提出了相关建议。

张天任认为，积极推进可再生能源发展，构建以新能源为主导的新型能源体系，是实现碳达峰碳中和的关键路径和必然选择。党的二十大报告提出，“加快规划建设新型能源体系。”随着能源革命深入推进，2022年，我国可再生能源发展实现新突破，装机总量历史性超过全国煤电装机，进入大规模高质量跃升发展新阶段。

他表示，储能是构建新型能源体系的重要环节，也是推进能源革命的重要支撑。首先，储能可以有效提高新能源发电的消纳比例，减少弃风弃光，节约社会资源；其次，可以增强电网的调峰能力，确保大电网安全稳定运行；再次，可以提高各类新能源电站的发电时效，促进新能源产业的发展，提升传统电站的发电计划性，降低成本，提高效率效益。

国家能源局的统计显示，2022年，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。国家发改委、国家能源局印发了《加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。届时，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

张天任表示，经调研发现，目前储能产业主要面临如下问题：

一是配置不够均衡。目前在建及建成的储能项目中，发电侧的分布式储能项目多，电网侧、用电侧的共享储能项目少。据不完全统计，截至2022年末，全国累计批复的储能项目中，95%以上是发电侧储能项目。由于发电侧分布式储能主要是为新能源发电企业配套建设的项目，储能容量小，所属电网调度部门一般不掌握其运行和储能状态，只能对局部电网有一定的稳定作用。而共享储能是独立为区域电网配套的大容量储能项目，既可建设在大型火电厂或水电站附近，也能设在区域负荷中心，不受新能源场站地理环境的限制，其容量依据区域电网新能源规模来配置，并且受到所属电网的直接调度，直接参与电网电力平衡，从而可以更好的有效平衡电网。

二是政策不够明确。目前，国家尚未出台用户侧储能的系统接入审批、验收规范等，地方行业主管单位审批无据可依，致使用户侧储能项目支持政策各地差异较大。此外，由于储能系统只是电能量的转移而非消耗，储能电站运行过程中的电损是否计入能耗指标，基本容量电费是否可以免除等方面的政策，尚不明确；储能电站向周边用户就近售电（隔墙售电）的具体规范要求也不够全面。

三是收益来源单一。目前，国内储能电站的商业模式较为单一。发电侧的配置储能电站主要依靠减少弃电率，提升发电效率增加收益；用户侧的共享储能电站收益主要来自峰谷价差，由于峰谷价差受到电价波动以及电网代购电的影响，所以电站整体收益不稳定；此外，国外储能电站的大部分收益来自于电力市场交易，国内目前无法直接参与电力现货交易，储能电站收益来源较单一。

为了更好推进储能高质量发展，构建现代化的新型能源体系，张天任建议：一、多目标平衡，完善新型储能政策机制。建议国家尽快出台用户侧储能接入、验收管理实施细则。鼓励分布式发电企业与周边用户按照细则规定直接交易，从工业园区入手，探索打造“绿色低碳微电网”，破除“隔墙售电”玻璃墙。明确新增新能源电源的储能容量配比，强化容量配置和电力通道供给，降低新能源对电网冲击，降低或取消中大型储能项目的基本容量电费。支持储能项目作为新型、特殊的独立市场主体身份参与电力市场，推动完善价格形成机制。

二、多维度降本，提升新型储能项目收益。建议中大型储能项目的能耗指标根据全国各地实际采取省域统筹，不纳入地方能耗指标，提升储能安装用户用能权，如有序用电期间优先用电等。研究出台大型共享储能辅助服务、新能源配套租赁等机制，带动储能配套服务市场，降低储能建设成本，缩短成本回收期，为未来用户侧储能项目铺开后参与电力市场化交易打下基础。建议将用户侧储能纳入电网统一调度管理，充分发挥削峰填谷和电力保供作用，出台储能项目电力辅助服务补偿细则，促进用户侧储能发展。

三、多渠道保供，丰富新型储能技术路线。目前锂离子电池储能的装机占比达到90%以上，技术路线仍较为单一，建议在规模化发展新型储能设施时，应系统考虑多种技术路线并存，特别是要大力发展更具经济型、安全性的铅炭电池，打造更加安全高效低碳的储能电站，确保我国能源供应需求。鼓励压缩空气、液流电池、钠离子电池等技术创新发展，开展规模化示范应用，积极探索储氢、储热及其他储能技术的创新研究和示范应用。