儲能成為新型電力系統的關鍵支撐

——訪中國能源研究會儲能專委會主任、中科院工程熱物理所研究員陳海生

6月7日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《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》指出，新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，是構建新型電力系統的重要組成部分；要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制。

目前，我國新型電力系統建設的思路和重點是什么？儲能行業發展將如何為新型電力系統建設提供重要支撐？如何深化儲能參與輔助服務市場建設？對此，本刊記者專訪了中國能源研究會儲能專委會主任、中關村儲能產業技術聯盟理事長、中科院工程熱物理所研究員陳海生。

《中國電業與能源》：

目前，我國新型電力系統建設的思路和重點是什么？

陳海生：新型電力系統是以確保能源電力安全為前提，以新能源為供給主體，以智能電網為樞紐平臺，以源網荷儲一體化與多能互補為支撐，以清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動為基本特征的電力系統。

國家發展改革委、國家能源局發布的《“十四五”現代能源體系規劃》提出，構建新型電力系統，應推動電力系統向適應大規模高比例新能源方向演進；創新電網結構形態和運行模式；增強電源協調優化運行能力；加快新型儲能技術規模化應用，大力提升電力負荷彈性。

國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》針對“加快建設新型電力系統”工作重點包括：構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統，推動清潔電力資源大范圍優化配置。大力提升電力系統綜合調節能力，加快靈活調節電源建設，提升電網安全保障水平。積極發展“新能源+儲能”、源網荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統。制定新一輪抽水蓄能電站中長期發展規劃，完善促進抽水蓄能發展的政策機制。加快新型儲能示范推廣應用，到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。深化電力體制改革，加快構建全國統一電力市場體系。到2030年，省級電網基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。

《中國電業與能源》：

儲能行業發展將如何為新型電力系統建設提供重要支撐？

陳海生：為實現碳中和的遠景目標，我國非化石能源消費比重將逐步提高到80%以上，間歇性、不穩定性、不可控的可再生能源將由補充能源變為主體能源。相應地，電力系統將從“集中式發電為主”向“集中式和分布式發電結合”的形式轉變，電力系統的主體將從“源網荷”3個主體發展為“源網荷儲”4個主體，儲能將在新型電力系統中成為4個基本主體之一，成為新型電力系統的關鍵支撐。

儲能作為電網中的優質靈活性調節資源，同時具有電源和負荷的雙重屬性，可以解決新能源出力快速波動問題，提供必要的系統慣量支撐，提高系統的可控性和靈活性。在新型電力系統中，儲能是支撐發電側高比例可再生能源接入和消納的關鍵技術手段；是提升電網調節能力、綜合效率和安全保障能力的重要支撐技術；也是支撐用戶側能源管理和電能質量的有效手段。

隨著儲能技術的突破和規模化發展，各類儲能技術的應用成本將持續下降。隨著電力市場化改革的全面推進，儲能既可以作為獨立主體參與現貨市場和輔助服務市場，又可以配套可再生能源保障電力系統穩定安全運行，實現多重應用價值疊加。

《中國電業與能源》：

目前我國儲能行業發展現狀如何，面臨哪些挑戰？您對提升儲能服務新型電力系統的支撐能力有何建議？

陳海生：根據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統計，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為4610萬千瓦，占全球儲能市場的22%，其中，新型儲能累計裝機超570萬千瓦，同比增長75%。雖然發展迅速，但面向未來大規模儲能應用需求，仍面臨不少挑戰，主要包括如下幾個方面：

在技術方面，總體來說，當前技術水平在效率、規模、安全、成本、壽命等方面尚無法完全滿足新型電力系統應用的要求。部分儲能技術的成熟度尚需提高，部分核心技術還未完全掌握。

在市場方面，盡管目前各地在探索新的商業模式，但目前從全國范圍來看，已建儲能項目大多還未形成穩定合理的收益模式，能夠獲得調峰、調頻以及容量補償等多重收益的市場機制細則尚處空白。

在安全與標準體系方面，關于儲能設備與儲能電站的技術規范還不統一，尚未形成規范行業發展的技術標準體系。時至今日，行業仍未形成統一的安全標準和公認的解決方案。

為進一步提升儲能服務新型電力系統的能力，有以下幾方面建議：

一是技術方面。要強化儲能技術創新，通過項目和政策支持，開展儲能原理和關鍵材料、單元、模塊、系統和回收技術等研究，突破一批具有關鍵核心意義的儲能技術。同時，不斷推進儲能技術與裝備的研發示范，通過開展提升可再生能源利用水平應用、提升電力系統靈活性和穩定性應用、提升用能智能化水平應用、推進儲能支撐能源互聯網應用等不同技術路徑和場景的應用示范，不斷探索技術創新方向。

二是市場方面。要秉持“誰獲益，誰付費”原則，結合技術特性建立長效市場機制、明確政策導向和儲能價格機制。在這個過程中，通過建立合理穩定的儲能價格機制，實現多重應用價值，從而成為新型電力系統必不可少的一環。

三是安全方面。要盡快完善儲能產品標準和檢測認證體系。建立并完善儲能規劃設計、設備及試驗等各環節的標準體系。完善儲能產品性能、安全性等檢測認證標準，建立國家級儲能檢測認證機構，加強和完善儲能產品全壽命周期質量監管等。

《中國電業與能源》：

現階段儲能參與輔助服務市場的情況如何？對于如何深化儲能參與輔助服務市場建設，您有何建議？

陳海生：2020年以前，我國儲能參與輔助服務市場的模式以火儲聯合調頻為主。截至2020年底，火儲聯合調頻項目建設規模超過67萬千瓦。近兩年，隨著我國電力市場化改革的深入以及“雙碳”目標的提出，全國各地開始加快輔助服務市場建設進程，電源側、用戶側、電網側儲能開始逐步參與輔助服務市場。

2021年，國家能源局正式發布《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》（以下簡稱“新版‘兩個細則’”），文件明確了新型儲能參與輔助服務市場的主體地位，并提出了并網管理要求，同時新增了電力輔助服務新品種，完善了輔助服務分擔共享新機制。自文件發布以來，全國已有8個地區修訂了本區域的輔助服務市場規則：

在輔助服務品種方面，儲能除了可以參與常規的深度調峰、二次調頻以外，山西省和南方區域等地還新增了有償一次調頻和無功調節等服務品種。

在市場參與形式方面，華北區域和浙江省允許用戶側儲能作為第三方獨立主體參與調峰市場，同時各地也開始探索儲能聯合新能源場站參與輔助服務市場的新機制。

在成本分攤機制方面，廣東、山西、浙江、江蘇的政策體現了“誰獲益，誰付費”的原則，推動建立輔助服務費用向用戶傳導的長效機制。

雖然輔助服務市場正在如火如荼地建設，但仍然存在可持續發展機制不明、調用原則尚不清晰、分攤補償機制不健全、市場長效機制有待建立等問題。

針對這些挑戰，有以下幾個建議：一是因地制宜落實新版“兩個細則”，明確儲能市場身份，同時結合市場環境完善市場規則；二是拓展儲能參與輔助服務市場的服務品種，明晰各市場主體的技術要求和考核標準；三是結合電力市場化改革，探索建立電力用戶共同參與的輔助服務分擔共享機制，形成可市場化運作的長效機制；四是加強輔助服務市場與現貨市場的銜接和融合；五是保持政策制定的連貫性，避免政策的大幅度波動造成市場動蕩。

《中國電業與能源》：

在新型電力系統布局下，儲能行業發展如何處理好安全、低碳、經濟3個要素的平衡關系？

陳海生：一是要加強組織領導。國家有關部門統籌協調安全、低碳和經濟發展等重大問題，建立和完善鼓勵政策和法律法規，促進政、產、學、研、用合作互動，切實推動各項措施落實到位。地方相關主管部門應結合實際，研究制定適合本地的落實方案，因地制宜，科學組織，杜絕盲目建設和重復投資，有序推進儲能技術和產業發展。

二是要加強技術攻關和試點示范。圍繞促進可再生能源消納、發展分布式電力和微網、提升電力系統靈活性、構建能源互聯網等重大需求，布局一批具有引領作用的重大儲能技術攻關和試點示范工程。

三是要加強行業引導和規范。充分發揮專業協（學）會、研究會、聯盟的作用，引導行業協調發展；依托行業儲能信息公共平臺，加強信息對接、共享共用和交易服務；加快儲能產品標準和檢測認證體系建設工作，保障行業規范發展。

《中國電業與能源》：

目前儲能商業化、規模化發展取得了哪些成果？未來儲能商業化、規模化發展將對新型電力系統帶來怎樣的改變？

陳海生：在“雙碳”目標和新型電力系統建設的需求下，儲能技術快速進步，產業鏈逐步完整，新型商業模式層出不窮，目前儲能正處于從商業化初期向規模化發展，建立成熟產業體系，形成多種商業模式的關鍵時期。

從商業化來看，儲能成本顯著下降，循環壽命、能量密度等關鍵技術指標得到大幅度提升；部分省份如廣東、山西等地的火儲聯合調頻項目已經實現商業化；隨著各地峰谷價差政策的推進以及“雙控”工作的深入實施，部分省份如浙江、廣東、江蘇等的用戶側儲能項目也已經初步具備經濟性。

從規模化來看，2021年，我國新型儲能市場進入規模化發展階段。一是新增投運新型儲能項目裝機規模不斷刷新歷史。二是大規模項目的數量不斷增多，特別是百兆瓦級項目數量，達到78個，占2021年新增新型儲能項目（含規劃、在建、投運）總規模的63%。三是液流電池、壓縮空氣等新型長時儲能技術實現了單體百兆瓦級項目的投運，未來壓縮空氣儲能還將開展單體30萬千瓦的規模化應用。

規模化的儲能若能得到有效整合和充分調用，將對解決新能源并網引起的電力平衡問題、系統穩定性風險等發揮重要作用。但儲能項目的商業化和規模化發展還面臨收益機制不穩定，政策變化風險大等問題。未來可在以下幾個方面著手持續推進儲能的商業化和規模化發展：

一是盡快建立能夠直接反映電力供需關系和電能質量的電力市場價格機制。可再生能源比例升高，大概率會帶來現貨市場價格波動頻繁且劇烈，目前國內終端電價水平傳導存在較大的延遲性，無法及時反映供需變化，以及靈活性資源的價值。在中國現貨市場建設過程中，建議設計存在時序和地點特性差別的電價機制，同時進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格。

二是根據未來新型電力系統的實際需要增加新的輔助服務品種。隨著可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步退出，電力系統慣量供應不足。目前我國各地輔助服務市場運營交易規則中，均鼓勵儲能參與調峰、調頻市場，但各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立，細化調頻品種，為快速調節資源提供穩定的市場參與空間。

三是建立儲能服務的成本疏導機制和儲能價格機制。目前我國新能源側強制或鼓勵配套的儲能設施，以及參與輔助服務市場的儲能設施，其系統性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未有效疏導至“肇事方”或受益主體。應盡快建立儲能服務的成本疏導機制和儲能價格機制，秉持“同工同酬”的原則，對于能夠提供抽水蓄能、燃氣機組、火電等資源同等服務質量和效果的新型儲能，享受同等的容量電價補償和儲能價格機制。

（岳芬、李臻、劉為、俞振華對此文亦有貢獻。）