近年来，我国新能源产业集群持续发展壮大，新型储能作为国家战略性新兴产业及新能源产业的重要组成部分，核心技术、工程实践均迈向国际前列。湄公河五国近年来相继提出了实现净零排放承诺，越南等湄公河国家非水可再生能源装机规模快速增长，但局部地区新能源消纳困难问题日益突显，对电网安全稳定运行带来新的挑战，亟须有效解决方案为净零排放发展道路保驾护航。

湄公河国家新型储能发展将迎来哪些挑战与机遇？我国新型储能先发优势将为湄公河国家开放合作提供怎样的支撑？中能传媒记者采访了南方电网澜湄国家能源电力合作研究中心研究员郭子暄。

新型储能在湄公河国家净零排放发展进程中扮演着怎样的角色？

郭子暄：湄公河国家风光资源优越。风能方面，湄公河五国技术可开发量约11.14亿千瓦，泰国和越南风电开发起步较早，并且保持稳步增长趋势；太阳能方面，技术可开发量8297万千瓦，缅甸、泰国资源优势较为明显。凭借得天独厚的清洁资源禀赋，多个湄公河国家明确了新能源发展目标。越南作为区域新能源发展“领头羊”，截至2021年底，新能源装机容量达2067万千瓦，占全国装机容量的27%，并提出到2045年新能源装机占比达到45%。泰国提出2037年新能源发电量占比超过30%，缅甸提出2030年新能源装机占比由当前不足5%提升至17%。

新能源的快速发展必将给电力系统规划和运行带来影响。以越南为例，随着新能源的集中并网，国内调峰形势、清洁能源基地集中送出、源网协调问题将日趋严峻。新型储能作为布局灵活、建设周期短、调节快速精准的优质调峰资源，一方面可有效缓解新能源反调峰压力，平抑新能源短期波动，提升新能源保证容量；另一方面可通过“四象限”精准调节，增强大量电力电子器件应用背景下的系统稳定性，并提升集中大规模并网通道的利用效率，发挥风、光、水、火、储一体化效应。随着新型储能技术持续取得突破、度电成本不断降低，其在湄公河国家净零排放进程中将发挥至关重要的作用。

我国新型储能先发优势将为湄公河国家开放合作提供怎样的支撑？

郭子暄：近年来，我国新型储能快速发展，产业体系逐步完善，电芯、逆变器、系统集成龙头企业牵引作用逐步显现。2022年1月，《“十四五”新型储能发展实施方案》印发，明确“到2030年技术创新和产业水平稳居全球前列”的重要目标，作出了“深入推进新型储能领域国际能源合作，完善合作机制，搭建合作平台，拓展合作领域，实现新型储能技术和产业的高质量引进来和高水平走出去”相关部署。在澜湄各领域合作不断深化的背景下，恰逢《区域全面经济伙伴关系协定》（RCEP）正式生效的契机，澜湄区域将作为新型储能技术、产业、标准高水平走出去的重要切入点。

我国与湄公河国家在低碳产业合作方面已取得不少成果。一是光伏产业合作持续取得突破，中资光伏头部企业持续推进越南产业布局，产能不断扩大，部分企业在越南电池片及组件产能已突破600万千瓦；二是搭建了电力企业交流平台，南方电网公司于2014年倡导建立了澜湄国家电力企业高峰会，至今已成功举办7届，与湄公河国家电力企业就新能源发展、数字化转型等重要议题开展了持续、高效的经验交流；三是持续推动清洁能源优化配置联合科研攻关，成立了澜湄电力互联互通技术工作组及澜湄国家电力技术国际联合实验室，共同推进高比例清洁能源互联互通系统安全稳定研究，共同攻关清洁能源高效消纳关键难点。

在澜湄区域净零排放的关键历史节点上，新型储能逐步成为澜湄低碳、绿色产业合作新的增长极，南方区域应充分发挥自身区位优势及新型储能既有产业优势，推动与湄公河国家新型储能高质量合作，助力区域碳中和、净零排放各项目标如期实现。

为推进新型储能国际高质量合作，一方面，要修好国内新型储能产业链的“内功”，做好龙头企业国际化建设，夯实产业链走出去合力，加强国际赛道产业上下游协同，做好统筹规划及标准化体系建设，打造中方区域新型储能发展样板；另一方面，要提升澜湄国家有关领域产能合作的“外功”，推动与重点国家新型储能产能及人才合作，加强智库联合研究及政策引导，带动周边国家发展的同时，巩固国内国际双循环。

在产业链、标准化方面，目前发展遇到哪些瓶颈与问题？有何建议？

郭子暄：随着新型储能全产业链的不断完善，龙头企业的牵引作用已逐步显现，上下游产业形成了一定的协同效应，同时标准化体系已初步形成。当前存在一些瓶颈，首先，目前储能企业的整体国际化程度尚有较大提升空间，在国际赛道产业链的整合度有待进一步提升；其次，储能安全、经济性重要指标仍有待提升，且绝缘栅双极晶体管（IGBT）等关键国产化技术难点亟须进一步突破；再次，储能安全标准尚不健全，且在国际影响力较低，在一定程度上限制了走出去的竞争力。

建议一是着力于头部企业国际化打造，加强国际赛道上下游协同效应。进一步发挥南方区域新型储能龙头企业的牵头作用，做好企业国际化发展顶层设计，带动电芯、逆变器、系统集成、设计、检测、运营等全产业链的国际赛道协同发展，持续挖掘全产业链附加值。持续加强科研投入力度，促进提升新型储能系数大容量、长寿命、安全性重要指标，重点突破IGBT等关键半导体国产化技术难点。

二是继续完善新型储能标准化体系建设，推动中国标准与国际标准对接、互认。着重完善新型储能安全规范及监测相关规程，补全当前电池管理、温控、热管理等辅助系统安全标准的空缺，实现对核心设备及电站安全性的严格把控，避免“劣币驱逐良币”情况发生。加强标准化国际合作，进一步巩固新型储能低碳优势产业地位。

如何在国际舞台塑造我国南方区域新型储能发展样板？有哪些难题需要破解？

郭子暄：南方区域新型储能发展基础较好，尤其是广东作为电力现货市场的先行试点省份，在现货辅助服务市场的推动下，新型储能布局发展迅速，装机位居国内前列，同时在多能互补及源网荷储一体化的推动下，伴随着以海上风电为主要代表的新能源装机的不断提升，中远期新型储能也存在良好的发展前景。就目前发展的主要问题来看，一是新型储能发展尚需统筹规划，以促进多应用场景协同推进，避免重复建设及冗余投资；二是缺乏大型百兆瓦储能的示范落点，储能目前以散点发展为主，缺乏具有区域影响力、产业带动力的大型项目；三是储能收益来源单一，对二次调频市场依赖性较大，广东联合调频储能装机占全省比重超过50%，电网侧储能、独立储能收益回收机制尚不明朗，为后续区域新型储能发展带来了一定的不确定性。

塑造我国南方区域新型储能发展样板，一是做好新型储能布局的统筹规划，发挥大型独立储能示范作用。深入开展区域、省、市多层级新型储能规划研究，研判系统需求，做好多能互补、源网荷储一体化、中心城区独立储能的协同发展，有序布局百兆瓦大规模储能，以精准布点促进效益提升。二是结合南方区域统一电力市场建设，完善新型储能参与电力市场模式。探索电网替代性储能回收机制，研究有序纳入输配电价体系相关配套政策，适时引入容量电价机制；逐步将独立储能同时纳入中长期、现货市场购售电主体，提升收益空间；创新共享储能机制，探索“长期绑定容量”“联合申报”等多种共享模式，促进独立储能同时为多个发电主体提供深度调峰、一次调频等服务，提供新型储能利用效率。三是进一步推进储能参与电力市场的实践与探索，为越南等国家提供参考和借鉴，助力储能实现本地化的技术和商业价值。

输出我国发展经验，需着力于加大智库合作力度，促进新型储能规划联合研究与政策引导。加强与澜湄区域重点国家电力规划、机制、平台、项目对接，推动新能源方面智库合作与联合研究，合力推进能源转型背景下新型储能规划布局，协同制定发展路线，提供新型储能发展政策建议，不断提升中国在澜湄区域能源转型的主导作用。

作者：余璇 来源：中国能源新闻网 责任编辑：jianping