莫让储能成为“新路条”

新型储能对于提升电力系统灵活性和促进新能源消纳具有重要作用，是建设新型电力系统的关键支撑。近年来，新型储能一直受到资本追捧，整个行业呈现出高速增长的繁荣景象，但其盈利模式、技术标准、安全问题也广受关注。储能发展的现状到底怎样？既有项目在电力系统中是否发挥出预期效果？这些一直是大家关心的问题，但始终难以获得让人信服的答案。一方面是大力发展储能产业的集体狂欢，但另一方面又是对储能运行效果的回避，这就成了新型储能行业发展过程中的吊诡现象。

该现象也引起了能源主管部门的重视，主管部门陆续出台文件加强对新型储能的规范管理。2021年9月，国家能源局发布《关于印发<新型储能项目管理规范（暂行）>的通知》，对新型储能的规划、备案、建设、并网运行和监测进行规范。针对既有新型储能运行状况缺少基础数据的问题，提出由能源主管部门建设全国新型储能管理平台，实现全国新型储能项目信息化管理，将新型储能项目的建设、运行实际情况作为制定产业政策、完善行业规范和标准体系的重要依据。

2022年4月，国家发改委价格成本调查中心发布《完善储能成本补偿机制》，切中储能发展问题要害。文章指出：储能技术成熟度和实用性有待提高，部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高。

此次中电联发布的《报告》填补了对储能实际运行效果研究的空白，揭示了行业发展的真相，具有重大参考价值。根据《报告》内容做如下总结：

首先，在储能装机与场景配置方面，截至2021年底，全国新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能。电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。调研结果显示，不同应用场景下储能项目的配置时长差异较大，新能源侧配置平均时长为1.6小时，火电厂配置储能时长为0.6小时，电网侧储能平均为2.3小时。

其次，在新型储能运行情况方面，调研的电化学储能项目实际运行效果较差，平均等效利用系数仅12.2%。其中，新能源配储能利用系数仅为6.1%,火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户侧储能为28.3%。相比较而言，新能源配储能利用系数最低，其运行策略最多仅做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。

再次，规划建设目标较大。各地区积极推动新型储能发展，截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，规划的新型储能发展目标已超6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中所确定目标的两倍。“新能源+储能”成为各个省份重点支持的方向。

尽管各界对新型储能运行效果不佳已有预期，但《报告》展现的新型储能行业真相，仍让人感到失望。新能源不断肩负强制配储能的压力，整个行业也绞尽脑汁创新商业模式，但新型储能在运行效果方面交出的答卷却可谓惨淡。当然，储能发挥应有效果受到各项外部条件的限制，如健全的成本疏导机制、配套的市场环境、必要的政策支持等，但政策制定者对于确定支持新型储能的力度以及方式，前提条件恰恰是新型储能在一定程度上能够自证其能。于是，使储能发挥应有效果和出台支持政策又成为一对“先有鸡还是先有蛋”的矛盾。

储能发展确实存在诸多问题，考虑到新型储能的多条技术路线和多个应用场景，与成本、技术、安全、商业模式、调度关系交织在一起，恰是一团乱麻。确立各类储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值，以此为基础厘清储能发展逻辑，并出台相关支持政策以及价格传导机制，才能引导储能产业进入快速发展的正轨。

毋庸讳言，当前新型储能利用率低，特别是新能源侧储能利用率问题更加明显，其中原因之一在于地方政策的导向问题。发展新型储能的根本目的是为了在运行过程中发挥其调节作用，以提升新能源的消纳能力，同时为电力系统提供容量支撑、事故备用等能力。所以，设计盈利模式和出台支持政策应当以运行效果为依据。而现有新能源强配储能的政策将新型储能配置作为并网的门槛，却未形成对其运行效果的监督和考核，从而使配置储能运行效果发挥不足，造成资源浪费。

当前新能源强配储能带来的并网容量和运行效果相分离的情况，使储能成为新能源开发的“新路条”。为了获得新能源的开发权，新能源投资方不得不将更多的配套储能项目纳入规划，但很多企业对于储能的实际建设、投产存在观望态度。这明显扭曲了发展新型储能的初衷，营造了新型储能的虚假繁荣，误导了储能行业的发展，也限制了技术的提升和运行体系的完善。

从新型电力系统的需求来看，新型储能有望成为新能源之外的另一个万亿级市场，但前提是扭转当前不利现状，使之走上一条行之有效的发展道路。建议从以下几方面着手：

一要以运行规则和市场机制促进新能源配置新型储能。新能源配置一定比例的新型储能、提升其并网友好性，原则上是成立的。但推动力绝非“一刀切”式的强制配置，而应该设置合适的运行规则和市场机制以促进其自主采用最优经济手段配置储能。具体而言：

一方面，要落实电力运行“两个细则”中关于新能源的并网运行要求。随着新能源占比越来越大，给电力系统运行带来众多挑战，压实新能源并网运行基础责任已非常必要，当前各区域电网都在编制新版“两个细则”，以对新能源功率预测、波动控制、调节能力等方面提出要求，从而实现电网与新能源的协调运行。尽管对于新能源来说，提升其调节能力是一个“冷酷”的新话题，但要让电网运行中的“法外之地”越来越少，这是必须要走的一条道路。

该方式与“一刀切”配储能的方式迥异，是从电力系统整体最优的目标出发，制定适应新能源运行的各项规则，促使或者“迫使”新能源自己决策，通过最经济的手段满足电网运行要求，配置一定比例的新型储能来提升频率、功率控制等能力。通过该方式能促进新能源配储能的合理有效发展，也可降低新能源发展成本。

另一方面，要继续健全现货市场和辅助服务市场。现货市场和辅助服务市场反映的是电力系统调节能力的稀缺性，健全现货市场和辅助服务市场，能够在“两个细则”促使新能源配置新型储能的同时，对配置的储能形成一定的成本回收机制（需要指出的是，由于储能成本过高，该方式当前也仅能部分回收储能成本），能在一定程度上提高新能源配置储能的主动性。

上述并网运行规则和市场机制能够并行不悖，都以新型储能的实际运行效果为监管或付费依据，能有效促进储能技术的改进和运行效果的发挥。新能源配置的储能不必独立运行，而是与新能源进行一体化运行，对电网来说，储能的调节效益都体现在新能源场站并网点的参数上，不会增加运行和结算的复杂度。

二要实现电网侧储能规模化、标准化发展。如果说新能源配置储能是为了提升新能源对电网运行和电力市场的适应能力，是基于运行规则和交易机制的自主行为。那么相对应的电网侧储能则主要是为了满足电力系统整体调节灵活性和供电充裕度要求，以及作为紧急事故备用的安全屏障，同时起到电网替代性投资的效果，跟抽水蓄能一样具有较强的公共属性。

电网侧储能要肩负起电力系统安全屏障的作用，需要向大规模、中长周期、耐受能力强和安全性能高的方向发展，而当前新型储能的技术经济性仍难以满足要求。首先，以锂电池为主的新型储能安全性能较差，近年来电化学储能事故频发，难以被安全至上的电网企业所接受。其次，以逆变器并网的新型储能能否承受电网频率、电压不断波动的运行工况，保证事故状态下不脱网，尚缺乏足够的运行数据支撑。同时，新型储能成本仍很高，近两年随着原材料价格的快速上涨，新型储能成本不降反升，度电成本约为抽水蓄能的2.5-3倍。在高比例新能源的电力系统中，要配置中长周期的储能装置，必然带来系统成本的快速上升。

电网侧储能要取得长远发展，仍需要有一个示范阶段，通过示范工程建设，逐步建立统一规划、标准化设计、规范化建设、统一调度运行和监督的管理体系。在电价机制方面，示范阶段探索形成与抽水蓄能差异化的两部制电价机制，以促进新型储能在规范化发展的前提下，实现技术水平、安全性能的迭代更新以及系统成本的持续下降，从而使新型储能满足基本技术经济条件，为储能的腾飞打下良好基础。（本文转自碳中和五十人论坛，原文略有删减）