新型儲能是新型電力系統的重要支撐技術。隨著技術快速進步和支持政策陸續出臺，我國新型儲能已逐步在電力輔助服務、用戶側電價管理、新能源消納以及電網輸配電服務等領域得到應用。但當前新型儲能成本偏高，其在電力市場中的定價機制與監管方式仍面臨爭議。本文在梳理我國新型儲能政策環境和發展現狀的基礎上，歸納了新型儲能的典型應用場景，分析了新型儲能在經濟性、電力系統融合模式、季節性調節等方面存在的問題，并從價格機制、監管方式、技術研發方面提出了政策建議。

一、儲能發展背景

大力發展可再生能源是實現碳達峰碳中和目標的重要途徑，但以風能、太陽能為代表的可再生能源發電具有波動性、間歇性、隨機性特點，新型電力系統需要電力系統靈活性資源支撐。作為區別于傳統電力發、輸、用的新型主體，儲能可以在電力系統運行的不同時點和節點發揮不同的功能與價值。在負荷高峰時段，儲能可滿足用戶負荷尖峰需求，提升系統運行效率；在負荷低谷時段，可幫助消納可再生能源，降低系統碳排放；在負荷快速波動時段，可跟蹤系統調度指令快速充放電，提升系統運行穩定性。在風電、光伏等電力電子發電技術占比較高的系統中，儲能還可作為虛擬同步機向系統釋放虛擬慣量，提升系統抗干擾能力。相比天然氣調峰電站、抽水蓄能等傳統靈活性資源，以電化學儲能為代表的新型儲能技術具有建設周期短、響應速度快、調節精度高等優點，是電力系統理想的調節手段。根據國際能源署預測，在碳中和階段，儲能對負荷尖峰的支撐作用將超過火電、水電、生物質發電等常規發電機組，尤其在可再生能源資源富集地區，儲能技術是屆時電力系統靈活性資源的主體。

二、政策環境與發展現狀

發展儲能已上升為國家戰略。中共中央國務院《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》明確提出要加快推進抽水蓄能和新型儲能規模化應用，以構建以新能源為主體的新型電力系統。

國家發展改革委、國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出到2025年，新型儲能實現從商業化初期到規模化發展轉變，裝機規模達到30GW以上；到2030年，新型儲能實現全面市場化發展，基本滿足新型電力系統需求。《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出電化學儲能系統成本降低30%以上和推動長時間電儲能、氫儲能、熱（冷）儲能等新型儲能項目建設。此后，《新型儲能項目管理規范（暫行）》《電力并網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》《電化學儲能電站并網調度協議（示范文本）》等政策又分別從項目準入、備案、建設、并網、調度等各環節對新型儲能接入電力系統提出了具體要求。而2022年5月印發的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》進一步聚焦運行環節，提出獨立主體、發儲聯合體兩種新型儲能參與電力市場方式，并明確了新型儲能充放電所涉及的輸配電價和政府性基金及附加，新型儲能政策體系初步形成。

圖1 新型儲能政策回顧

根據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機5.73GW，其中鋰離子電池占比超過80%。此外，壓縮空氣、液流電池、飛輪儲能等技術也成為新型儲能的重要組成。應用方面，當前我國新型儲能主要用于支持可再生能源并網，占全年新型儲能增量的56%。布局方面，2021年電源側、電網側、用戶側新建新型儲能占比分別為41%、35%和24%，其中風、光配置儲能占電源側增量的3/4。

圖2 中國新型儲能與抽水蓄能裝機量

三、應用場景與問題分析

我國新型儲能技術主要應用場景包括電力輔助服務、用戶側電價管理、新能源消納以及電網輸配電服務。

電力輔助服務。儲能技術響應速度快、調節精度高，與電力輔助服務的需求高度契合。2011年以來，電化學儲能就已參與調頻輔助服務，并較早實現了商業化運營。近幾年隨著電化學儲能成本的下降和各地輔助服務需求的增加，電化學儲能調頻項目數量不斷增多，其中火電站配置電化學儲能提供調頻輔助服務已成為當前經濟性最高的儲能應用模式之一。但相比電能量調節，調頻輔助服務市場空間較小，短期內大量儲能技術涌入調頻市場對調頻價格有較大沖擊，部分地區儲能調頻項目收益隨之下降。

用戶側電價管理。用戶側分時電價是實現負荷削峰填谷，提升系統運行效率，降低發輸配各環節成本的重要手段，也為用戶側儲能營造了峰谷價差套利的商業模式。但隨著各地電力市場化交易的逐步開展，用戶側峰谷電價差也趨于逐時波動，用戶側儲能收益的不確定性也日益增大。2021年國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1；其他地方原則上不低于3∶1。隨著分時電價政策的完善，工商業儲能項目的收益水平有所提升。

新能源消納。發電側新能源+儲能是近年來增速較快的一種儲能應用模式。隨著風電、光伏等波動性電源滲透率不斷提升，局部電網調峰壓力凸顯，配置儲能被視為減少棄電的手段之一。2019年以來，各地對配置儲能的新能源發電項目給予政策傾斜，新能源發電側儲能配置規模持續提升，在現行機制下，配建儲能成本由發電側承擔，新能源發電企業運營壓力不斷加大。為提升新能源發電側儲能的經濟性，青海、山東、山西等地陸續開始探索新能源發電匯集站配置儲能的共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營模式創新，以提升新能源配儲項目的綜合效益。

電網輸配電服務。合理配置電網側儲能可提升現有輸配電線路利用率、減少或延緩新建輸配電設施投資。此外，儲能還可在電網事故時起到備用電源和應急供電的作用，為電網企業帶來多重收益。2019年之前，國內電網企業曾集中建設一批電網側新型儲能，但之后由于輸配電定價監審的收緊，電網側儲能商業運營面臨政策阻力，相關項目建設相應放緩。

盡管總體上看，新型儲能在我國發展較快，但其原材料成本、系統融合模式、長時調節能力等問題也日益凸顯。新型儲能充放電定價、成本疏導、投資監管等政策機制也需持續完善。

儲能成本。當前新型儲能面臨嚴峻的降成本挑戰。鋰電池是支撐新能源汽車和新型儲能產業的關鍵技術。2021年以來，受市場需求快速增長、上下游擴產周期錯配、部分企業囤積居奇以及期貨市場不規范等因素影響，碳酸鋰、電解鎳、電解鈷等鋰電池上游原材料價格持續上漲，鋰電池儲能系統設備采購中標單價已從1200元/千瓦時上升至1500元/千瓦時。電池系統占儲能電站成本的60%以上，原材料價格上升導致新型儲能項目的整體經濟性下降，目前部分已招標項目暫緩執行，商業化進程明顯放緩。

圖3 電池級碳酸鋰價格走勢

融合模式。雖然我國已明確儲能在電力系統中的主體地位，但儲能以何種方式、采用何種配置融入系統還存在較大爭議。目前新型儲能接入系統可分為聯合體、獨立兩類模式。其中聯合體模式指儲能安裝至火電或新能源發電場站內，與發電主體作為整體接入電網。該模式可降低儲能電站設計、建設、核準和并網成本，且可沿用常規電力運行調度方式，無需對現有系統運行規則大幅調整。獨立模式指儲能個體高壓側直接并網。該模式選址更加靈活，可更大程度地發揮儲能對緩解電網阻塞、延緩線路投資的作用，有助于平抑局部電網或節點電價波動，實現其更多元的應用價值。兩種模式各有優勢，具體應用還需根據具體情況分類施策。

圖4 新型儲能與電力系統融合模式

長時儲能。當前火電機組仍是我國電力系統中電能量和靈活性的主要提供者。隨著波動性風電和光伏電源比重逐步提升，電量越來越多由新能源發電提供，但新增的調峰、調頻、爬坡、慣量等不同時間尺度的靈活性服務需要尋找新的解決方案。當前鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池儲能技術進步較快，有望經濟、高效地滿足小時級等中短時間尺度的靈活性調節需求，但其經濟性尚不足以支撐跨日、跨周乃至跨月等長時間尺度的電力系統調節。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、氫儲能、金屬空氣電池等技術可實現電力系統的長周期調節，見圖5，但也各自地存在選址、技術、產業化方面的問題，且隨著調節周期延長，以上四類方式都將面臨日益嚴峻的經濟性挑戰。

圖5 各類儲能技術單位儲能能量成本與容量成本

注：圖中壓縮空氣、儲熱、金屬-空氣電池（鋰-空氣、鋁-空氣、鐵-空氣電池等）儲能成本數據引自文獻12，氫儲能成本數據引自文獻13、14，鈉離子電池成本數據引自文獻15，鋰電池、鉛炭電池、液流電池、鈉硫電池及抽水蓄能成本為本文估算。

四、政策建議

（一）準確把握儲能定位

不同于常規發用電資源，儲能本質上提供的是能量轉移服務，若將儲能納入發、用電管理，將促使儲能更多配置于發用電兩側，影響其在輸配電環節的應用價值，也可能導致儲能重復支付輸配電價、政府性基金及電價附加等問題，因此有必要對儲能充放電采用區別于一般發用電資源的定價機制。對于電網側儲能，國外曾提出采用收益積分（Revenue Crediting）的方式，即人為設定儲能監管收益和市場收益之間的比例，同時要求電網企業采用向第三方采購儲能服務的方式規避市場壟斷問題，而第三方運營商可以在保證管制類服務的前提下，利用閑置儲能獲得市場收益。

（二）合理疏導儲能成本

首先，儲能的價值需要通過電力市場不同時點、節點的價格差異來體現，因此推動新型儲能發展，就要加快電力現貨市場建設，為新型電力系統下各類靈活性資源營造更多元的應用場景和更精確的價格信號。其次，要逐步將輔助服務成本傳導至用戶側，近中期參與市場化交易的用戶應參與輔助服務費用分攤，未來競爭性市場下過渡至全體用戶承擔。三是，合理評估新型儲能對降低新能源發電基地外送線路及用戶側配電設施投資的作用，鼓勵將新型儲能技術納入輸配電投資規劃，合理界定輸配電服務對應的儲能成本，并將其納入輸配電定價成本構成范圍。

（三）加大技術創新力度鋰離子電池是目前我國最主要的新型儲能技術，但受動力電池需求增長和礦產資源供應的限制，鋰離子電池儲能成本下降面臨較大阻力。因此應加快鈉離子電池、液流電池、鉛炭電池等多元電化學儲能技術攻關，降低關鍵礦產資源依賴度，突破新型儲能降本瓶頸。中長期看，長時儲能是實現碳中和的必要支撐。但現有電化學儲能技術能量單元小、投資成本高，難以充分滿足新型電力系統大規模、長周期儲能需求。因此需加快制定長時儲能技術路線圖，著力推進壓縮空氣、氫儲能、熱儲能等長時儲能技術研發與工程示范，研究制定相應激勵政策和市場機制，合理把握不同時間尺度儲能技術推廣應用節奏。

作者簡介

劉堅，博士，中國宏觀經濟研究院能源研究所，副研究員，主要從事能源經濟領域研究工作。

文章來源：本篇文章發表于《中國能源》雜志2022年第6期。