新型储能规模化发展需把握“节奏”

本文转自：中国改革报

新型储能规模化发展需把握“节奏”

新型储能只是灵活性资源的一种，现有的电力系统无论在电源侧、电网侧还是用户侧，存量灵活性资源都还有挖掘潜力

目前，位于河北省平山县的“平山西柏坡百兆瓦级新型电力系统示范工程”建设正按照工程建设节点要求稳步推进。该 项目为国家级新型储能试点示范项目，建成投运后，将通过储能设备削峰填谷，全面提升区域电网内的光伏消纳能力，为当 地经济发展提供可靠绿色电能。图为工人在该项目建设工地施工。新华社记者杨世尧摄

□ 本报记者 白雪

当前，随着全球新能源大规模发展，支撑新能源发展的大规模储能应运而生。与传统储能方式相比，新型储能具有建设周期短、选址灵活、调节能力强、响应快速等新特点。日前，本报记者在由中国能源研究会主办的“新型电力系统沙龙”上了解到，新型储能只是灵活性资源的一种，现有的电力系统无论在电源侧、电网侧还是用户侧，存量灵活性资源都还有挖掘潜力。这些潜力的释放有的需要增加边际投资，有的则需要通过深化机制改革来实现。

中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤表示：“新型储能具有布局灵活、规模灵活、能够提供多种服务等优势，与分布式光伏等分布式能源资源具有互补性，是未来电力系统不可或缺的组成部分。”

在朱彤看来，新型储能只是灵活性资源的一种，现有的电力系统无论在电源侧、电网侧还是用户侧，存量灵活性资源都还有挖掘潜力。这些潜力的释放有的需要增加边际投资，有的则需要通过深化机制改革来实现。相比之下，新型储能无论从经济性还是替代性来看均不具备短期内大规模推进的条件。波动性可再生电力的增长增加了对灵活性的需求。为应对这个需求，首先应该以挖掘存量灵活资源作为首要的应对手段。

从欧美实践看，电源侧大中型光伏电站配新型储能的基本逻辑是发电商希望实现“能量时移”（把中午低价值的电存储起来，等高峰时段再送到网上）来最大化发电利益，而不是为了提供“系统服务”。对这些发电商来说，是否配储能，主要取决于不同时段的光伏发电价值加上政府的部分补贴，是否能增加其总体利益，而不是“为储而储”，造成亏本运行的结果。朱彤认为：“就这一具体场景来说，新型储能所需要的是完善的现货市场机制。”

具体到我国目前的情况，新型储能所缺失的体制机制条件还需要进一步梳理。朱彤表示，比如电力体制改革是否已经对网络运营商实现了有效监管，垄断性环节与竞争性环节是否实现了彻底分离，输配电价改革是否使网络运营商的行为真正转变为“网络运营商”等。这些是电力市场有效竞争和有效监管得以实现的前提，也构成了包括新型储能在内的所有“新”的分布式灵活性资源有效运行和价值实现所需要的体制机制前提。

国家能源集团技术经济研究院能源市场分析研究部高级研究员姜大霖认为，在“双碳”目标下，构建新型能源电力系统需要识别优化转型发展路径方向，包括两个路径：一个是风光结合储能，推进清洁能源规模化发展；另一个是传统能源结合CCUS（碳捕集、利用与封存），让化石能源低碳化发展。

对于如何构建促进储能发展的政策机制，姜大霖建议，一方面可以从完善产业链发展支持政策入手，包括加强产业链的研发资助、增强产业链供应保障能力等。另一方面，要依靠市场化机制促进储能产业可持续发展，包括建立区域内、区域间储能容量交易市场，引导储能合理投资、更广范围优化资源配置；完善用户侧、需求侧响应机制，丰富拓宽储能多元化应用场景；构建公平市场环境，统筹协调火电灵活性改造与储能产业发展等。

谈及目前新型储能市场化的发展水平，自然资源保护协会能源转型项目主管黄辉认为，在电源侧方面，由于新能源尚未大规模进入市场，其波动没有在市场上体现出电力供需关系和价格变化，因此这一环节的新能源配储存在“配而不用”的现象，经济性相对较差；火储联合调频过去几年收益相对较好，但随着市场饱和、调频性能系数调整，收益水平在下降。电网侧储能方面，独立储能收益来源正在逐步多元化，但参与品种、价格与国外市场化机制还有一定差距，总体收益水平有待进一步提高；电网替代型储能，可以有效替代部分利用率低的输配电容量，延缓输配电设施投资，但目前通过输配电价疏导的机制和商业模式有待形成。工商业储能方面，目前主要依赖分时电价机制获利，在价差较大的中东部地区发展较快，但直接参与或通过虚拟电厂等方式常态化参与电力市场的机制尚未建立。

随着新型电力系统的发展，新能源装机容量的攀升，电力系统安全稳定运行面临挑战。在自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴看来：“应通盘考量应对未来系统对灵活性的需求，完善相关政策与市场机制，充分挖掘存量灵活性资源潜力，并基于相关技术经济分析，合理布局与建设包括新型储能在内的新的灵活性资源，尤其注重需求侧灵活性资源开发。”