聚焦儲能技術應用本質服務新能源高質量發展

　　儲能是全球各國共同關注的戰略性新興技術，我國長期以來高度重視儲能技術與產業發展，自2017年國家五部委發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》以來，儲能呈現良好發展態勢，特別是碳達峰碳中和目標提出后，新型儲能發展步伐提速。國家能源局公開數據顯示，截至2023年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模超過1733萬千瓦/3580萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時，其中2023年新投運裝機約863萬千瓦/1772萬千瓦時，相當于此前歷年累計裝機規模總和。在儲能規模增速超常規發展的過程中也伴隨著利用成本高、應用效果小、使用效率低等諸多問題的產生。要解決儲能發展的多重矛盾，需要認識其根本性的驅動因素，明確階段性功能定位，需要抓住儲能技術應用的本質，回歸電力系統發展儲能的初心。

　　新型儲能伴隨著新能源的發展具有階段性的功能定位

　　驅動儲能發展的根本因素是新能源的大規模開發利用。在常規電源占主導的電力系統中，系統調節能力充裕，儲能僅作為輔助性的調節設施。在能源轉型的大背景下，新能源大規模并網導致棄電矛盾突出，在系統調峰資源緊張時，儲能調峰成為一種可選擇的技術手段。在高比例新能源并網且煤電建設受限的情況下，電力供需緊張和峰谷差價推動了儲能在電網側和用戶側的利用。“雙碳”目標提出后，我國不再限制各地新能源發展規模，實施可再生能源電力配額制下的保障性并網和市場化并網機制，新能源配建儲能成為主流。當前，儲能憑借其優越的特性廣泛應用于電力系統發輸配用各個環節，發展與利用的矛盾也在各個領域體現，因此往往忽略了推動儲能發展的根本性因素，那就是新能源的大規模發展。儲能應緊密地與新能源相結合，要回歸到解決新能源發展利用過程中帶來的問題和矛盾上來。

　　能源轉型戰略下儲能的發展利用具有階段性定位。國家發展改革委、國家能源局《關于加快推進新型儲能發展的指導意見》(發改能源規〔2021〕1051號)對抽水蓄能和新型儲能做了總體定位，是支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，對推動能源綠色轉型、應對極端事件、保障能源安全、促進能源高質量發展、支撐應對氣候變化目標實現具有重要意義。推進實現“雙碳”目標是一項長期性、系統性、戰略性的任務，儲能技術的應用伴隨著能源轉型的不同階段具有不同的歷史使命。一方面，要著眼于系統需求。電力保供、新能源消納是當前階段下的主要矛盾，系統迫切需要可靠的容量和深度的靈活調峰能力。另一方面，電力系統對儲能的利用要結合儲能自身技術的發展程度來把握。長周期、大容量、高安全、低成本的儲能技術短期內難以突破，煤電仍然是基礎保障性和系統調節性電源主力。面對系統級保供、大容量調峰要求，新型儲能在技術、經濟性還達不到大規模商業化應用的條件，只能作為系統調節的輔助措施。當前，新能源正由不可調電源向可調電源過渡，由新興電源向主力電源過渡、由保障性收購向市場化交易過渡，由集中式開發向集中式與分布式并舉過渡，因此，新型儲能應找到當前階段下的自身定位，即發揮技術優勢重點滿足過渡期內新能源發展利用的需求。

　　新型儲能技術特點與新能源開發利用模式高度契合

　　在技術層面，我國堅持儲能技術多元化發展，鼓勵通過技術創新探索適應系統需求的儲能技術類型，目前形成了鋰離子電池、先進壓縮空氣儲能、液流電池儲能、飛輪儲能、固態電池儲能等多種技術路線的儲能。鋰離子電池儲能具有響應速度快、調節精度高、單體容量小、配置靈活、建設周期短、技術相對成熟等特點，在各類新型儲能技術中占主導地位，占比超過90%。與鋰離子電池儲能等新型儲能技術特征類似，以風電、光伏為主的新能源電站呈現單站容量小、項目數量大、開發周期短、布局分散、發電隨機波動性強的特點。新型儲能與新能源發電在技術特性上具有高度的契合互補優勢，是其他靈活性資源難以在個性化、獨立化、規模化方面兼具進行替代的有效調節手段。

　　經濟性層面，早期，為爭取新能源開發指標，規避投資風險，新能源電站多選擇租賃儲能，部分場站自建儲能，但總體利用效率偏低。“十四五”以來，風電機組、光伏組件、鋰離子電池造價持續降低，部分地區“新能源+儲能”已具備平價上網條件。電網側獨立儲能電站、用戶側儲能主要以盈利為目的的商業化行為，市場化程度高、功能明確，權責利清晰。與電網側、用戶側儲能不同，新能源場站側儲能是新能源電站的成本性投入，充分發揮儲能作用、服務新能源高質量發展、提高新能源整體效益，是儲能價值的集中體現。

　　新能源配建儲能應當回歸到服務新能源高質量發展上

　　一是新型儲能應成為輔助新能源納入電力平衡的必要設施。新型電力系統的建設要在新能源安全可靠替代的基礎上實施，安全可靠替代的前提是新能源具備可調度性和穩定可靠的容量輸出能力。美國加州、得州，我國東北、湖南等地均出現過極端天氣下或用電高峰時段新能源出力不足的情況，新能源發電不確定性導致的大裝機、小電力已成為調度計劃安排必須考慮的因素。目前新能源已分地區按不同容量比例納入系統平衡，出力曲線主要依賴氣象預測和歷史數據，日前預測精度不足85%。高峰時段新能源納入平衡值均低于預測值，主要目的是為防止新能源出力偏低，造成上備用不足，影響電力供應;低谷時段新能源納入平衡值等于或略高于預測值，主要目的是防止新能源出力偏高，造成下備用不足，影響新能源消納。冗余的開機不僅增加了電力系統運行成本，也增加了新能源的消納壓力。新能源配置儲能可提高新能源發電的可計劃性、可調度性，通過氣象預測與可控調節相結合，使得納入平衡的新能源發電容量由不確定到相對確定，在此基礎上安排機組組合可最大程度實現經濟調度并保障系統運行安全。若每個新能源電站均能夠提供可信的發電容量，極端情況下電力可靠供應、常規情況下電力經濟供應均可得到有效保障，新能源才能實現真正意義上的安全可靠替代。

　　二是新型儲能應成為助力新能源履行主體電源責任的重要手段。2023年我國可再生能源裝機歷史性超過煤電裝機，根據國家能源局發布的統計數據，截至2023年10月底，太陽能和風電裝機容量約9.4億千瓦，占全國累計發電裝機容量33.5%，預計2030年前，風電、光伏將成為發電裝機的主體、發電量增量主體。新能源作為裝機主體應承擔主力電源相應的責任，在《電力系統安全穩定導則》等國家標準中提出新能源場站應提供必要的慣量與短路容量支撐，35千伏及以上電壓等級并網的風電、光伏均應具備一次調頻功能。新版“兩個細則”已將省級及以上電力調度機構直接調度的風電、光伏發電納入與火電、水電同等的并網調度管理要求。以電力電子技術為基礎的新能源場站為滿足并網要求，需要進行技術改造和降容量運行，發電效果效益均受到影響。為最大化提升新能源場站發電效率并兼顧并網管理要求，應充分發揮儲能的作用。儲能具有四象限電力輸出特性，可提供必要的容量支撐和一次調頻能力，在協助新能源場站履行電源義務的同時，還可實現電壓無功調節、抑制功率波動、優化電能質量，真正助力新能源場站實現友好型并網。

　　三是新型儲能應成為支撐新能源全面參與電力市場的關鍵工具。國家發展改革委、國家能源局《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號)提出構建適應新型電力系統的市場機制，到2030年，新能源全面參與市場交易。新能源參與電力市場是全球各個國家共同面對的難題，一方面，新能源發電具有隨機波動性，市場交易組織困難，實際出力曲線與計劃曲線偏差大，導致考核費用或履約成本較高;另一方面，新能源出力多集中在午時或夜間等負荷低谷時段，市場出清價格低甚至出現負電價，大大降低新能源發電收益。盈利能力直接關系到新能源的可持續發展，關系到能源轉型的步伐，這也是謹慎推進新能源參與電力市場的重要原因。隨著新能源成本快速下降以及裝機規模的提升，推動新能源參與電力市場是大勢所趨。新能源場站配建新型儲能可有效提升發電計劃準確性，減小新能源實時出力與計劃曲線的偏差，可根據電力供需情況和氣候變化靈活安排發電計劃并調整市場報價。真正的市場主體是要成為市場活動的主動參與者和競價者，做好儲能的充放電策略，可化被動為主動，在一定程度上提升新能源電站入市交易的自主決策能力，微觀上可實現新能源電站收益最大化，宏觀上更是可推動整個電力市場建設。

　　四是新型儲能應成為解決分布式電源并網消納的重要措施。近年來，光伏組件成本大幅下降，分布式光伏開發流程簡單，非技術成本低，裝機呈現爆發式增長。2023年1~10月，我國新增分布式光伏裝機6700萬千瓦，同比增長90%，占光伏新增裝機的52%。分布式光伏大量集中并網，部分地區午間時段出力占負荷比重超過40%，系統調峰壓力激增，分布式光伏棄電、限電已不可避免。此外，分布式光伏多安裝于配網末端，超配和電力返送導致配電變壓器、配電線路過載，設備損耗加大，電能質量問題突出。系統調峰和配電網承載力已成為分布式光伏開發的雙重約束。從能源開發利用來看，分布式發電就地消納是最經濟最高效的利用方式，一味地依靠大電網調峰和配網擴容升級改造勢必增加整個系統調峰壓力和供電成本。在配電網關鍵節點、關鍵線路上配置儲能可充分發揮其杠桿調節作用，也更有利于發揮儲能配置靈活的技術優勢，減少占用大電網調峰資源，減少電能向上一級變壓器返送，最大限度實現就地平衡，真正提高資源就地開發、就地就近利用水平。

　　推動儲能發展的根本因素是新能源的大規模開發利用，我國“雙碳”目標縱深推進，解決大規模、高比例新能源并網消納問題需要從源、網、荷不同環節共同發力，儲能的作用貫穿各環節之中，儲能的利用既要落地系統層面更要落到新能源本身。當前，新能源配建儲能已成為新型儲能增量主體，應充分發揮自身優勢，著眼未來應用需求，回歸到服務我國新能源高質量發展這一根本目的上。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年12期，作者單位：國網能源研究院有限公司