五是新型储能安全管理仍需加强。

　　近年来，随着新型储能的规模扩大和应用日益广泛，其面临的安全问题也愈发严峻。据不完全统计，自2018年起至今，全球已发生了40多起储能电池爆炸起火事件，暴露出当前储能电池产品存在安全可靠性不足、相关标准规范指导性不强、安全管理措施落实不到位、安全预警及应急机制不健全等问题。可以说，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素之一。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。电化学储能的安全包括电池本身的安全性和作为储能系统使用时的系统安全性，涉及储能电池、电池管理系统、电缆线束、系统电气拓扑结构、预警监控消防系统、运行环境、安全管理等多个方面，涉及对象也包括专业技术操作人员、储能电池本身以及电站安全运行管理等。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

　　六是新型储能运维难度大。

　　电化学储能电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，且随着电池运行时间的延长，电芯性能必然会出现或多或少的衰减，但BMS不能跟随电芯性能衰减而实时更新电芯安全指标，且现有标准没有明确详细的现场检测方法。此外，储能电池在安装前和运行中缺少现场检测设备，无法在场站端对储能电池、模块或系统进行详细的检测分析，导致运维人员不能够及时了解电池在运行过程中的详细参数，只能依靠电池管理系统分析，维护难度极大;储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，对于现有运检专业来说属于新事物，当前储能电站运维粗放，运维及检修、调控监控人员均没有相应的技术储备及检修运维装备，大多数人员由新能源场站抽调，未经过专业的储能系统技术培训，对储能系统出现的部分问题无法及时解决，导致储能系统停机脱网或发生电池安全事故，运检维修人员专业性有待提升。标准更替造成部分早期项目不满足技术要求，部分早期建设的储能电站，在设计及建设之初，按照当时设计标准满足要求，但随着相关国家标准、行业标准的完善，特别是大红门储能电站事故以来，国家、行业、地方均提出了更严格的要求，以至部分原设计标准已不满足，部分储能电站需要进行整改后方可投入运行。针对储能系统的电网调度运行有待优化，一是在部分地区，由于电网夜间不会给光储系统下指令放电，导致储能在辐照较好阶段储存的电能不能用于支持晚用电高峰，只能用于下午辐照较差时段，影响储能的峰谷发电价差;二是电网调度尚未形成储能信息上传的完整系统，无法与现有AGC功率下达系统相结合，造成不能有效防止储能系统充电时出力与AGC下达出力不一致所导致的“两个细则”考核，出现电站一边为系统削峰填谷做贡献，一边因出力曲线无法跟踪被考核。

有关建议

　　优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平

　　因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。

　　逐步扩大独立储能/共享储能比例。借鉴发展抽蓄模式来发展新型储能，逐步扩大独立储能/共享储能比例。从优化电力系统运行、提高储能设施利用率、支撑新能源占比逐步提高等角度出发，统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求，集中建设独立或共享储能电站，新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。

　　健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，对于已经布置在新能源侧的储能设施，按照相关要求进行改造向独立/共享储能发展，最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。此外，储能系统运行应以延长储能设施寿命为核心，在满足调度要求的条件下，尽量避免设备使用次数不均衡、设备频繁操作和电池系统长时间深度充放电。

　　加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平

　　加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平;加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题;强化针对电化学储能的消防能力建设，进一步深化储能电站系统安全研究、储能系统火灾演化机制及防控技术研究,针对火灾防控、早期预警、事故处置等方面的重点攻关，联合企、事业多部门研究制定储能电站专门的消防安全产品和应急方案;此外，建议有关部门牵头制定储能电站消防审核验收(备案)程序及要求，解决消防报批难题，同时健全消防安全生产责任制，完善储能电站应急预案和消防联动机制。

　　优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理，制定储能电站消防审核验收、备案程序;建立电池选型和检测体系，新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测，检测不符合要求的不予并网;在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价，定期进行抽检及监督检查，不符合要求的应予以整改，并增加建立对储能电池的高/低电压穿越、电网适应性、充放电性能、过载性能、额定能量等涉网性能相关测试要求;加强运维人员安全培训，持续优化储能电站的安全管理体系，明确各环节安全责任主体及安全管理职责划分，完善基于储能项目技术升级和安全性的检测认证和监督体系，建设并运维好电化学储能电站安全监测信息平台。

　　完善技术标准体系。结合新型储能技术进展和安全需求，动态更新电化学储能标准体系，提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度，在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面，加快标准制修订工作，提升电化学储能相关国家标准、行业标准、团体标准的建设力度，实现标准引领。

　　完善市场机制，促进储能产业发展

　　健全新型储能电站参与电力市场规则。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》要求，各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场。包括：取消储能调频机组调节速率值上限，推动储能调频项目更快发展;当电网因安全需求调度储能项目参与调峰，导致充放电价差为负值时，计入现货市场补偿;出台相关的税收优惠与投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策，对项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确;增加新能源发电侧配套储能调峰等辅助服务贡献的奖励，提升配建储能项目的积极性;支持电网侧储能项目长期租赁模式运营并合理规定最短租赁年限，保障电网侧储能项目投资回报收益等。

　　完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。目前储能的盈利主要来源于电能量收益、辅助服务收益。在目前机制下，储能受电价差低、调用次数不足、辅助服务价格低等因素影响，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，亟需建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、辅助服务市场等机制，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。

　　出台新型储能容量电价政策。鉴于新型储能与抽蓄在功能与价值的统一性，新型储能电站价格机制首先考虑储能容量带来的系统共享和多方获益的特点，按照“谁受益、谁分担”的原则承担相应的容量成本。建议理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。