储能发展为新型电力系统建设提供重要支撑

■本刊记者余璇 白宇/ 编辑曲艺

为推动支撑新型电力系统建设的关键技术的发展，10 月31 日，中国能源研究会能源政策研究中心与自然资源保护协会（NRDC）在京共同推出“新型电力系统沙龙”活动，邀请业内资深专家分享观点、对话交流，聚焦储能发展面临的挑战和发展路径。

我国抽水蓄能建设进入蓬勃发展新时代

中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌预计，风光新能源发电量到2030年将超过20%、2040 年达到35%左右、2040 年超过煤电成为第一大主体电源。要实现从现在的12%到超过20%、35%，甚至将来在碳中和情景下达到60%左右的比重，储能的发展是重要支撑。

据记者了解，目前储能技术迎来多元发展，而抽水蓄能因其容量大、响应快、可靠性高等特点，一直备受关注。

2021 年9 月，国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》明确，加快发展抽水蓄能，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。

今年3 月发布的《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）则提出，要加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。

业内人士介绍，抽水蓄能在新型电力系统中可以保证电力系统安全稳定运行水平，提高供电质量；配合清洁能源的快速发展，提高消纳水平；适应能源互联互通需求，提高电力系统灵活性；配合各类机组运行，实现电力系统节能减排；保障特高压输电线路安全，是智能电网的有机组成部分；配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力，提高核电站的运行效益和安全性。

记者注意到，近期“核电+储能”的模式也已被提上日程。11 月9 日，中核集团“核蓄一体化”抽蓄项目——福建云霄抽水蓄能电站主体工程实现顺利开工。

云霄抽水蓄能电站是目前福建省在建装机规模最大的抽水蓄能电站，总工期约为70个月。电站设计装机容量为180万千瓦，将建设6台30万千瓦混流可逆式蓄能机组，项目总投资约100亿元。

该电站投产后，将与漳州核电形成“核蓄一体化”运营，在为核电提供调峰服务、确保核电基荷运行的同时，承担福建电网的调峰、填谷、调频、调相及紧急事故备用等任务，保障电网运行安全和清洁能源消纳，确保福建电力供应安全，促进当地经济社会发展。

不仅仅是核电和储能的联动。自“双碳”目标和建设新型电力系统的目标提出以来，我国的抽水蓄能建设进入蓬勃发展的时代。

数据显示，近年来，抽水蓄能电站核准容量呈指数增长，由2020年总核准容量4773万千瓦增长至2022 年10 月总核准容量的9283 万千瓦，不到两年时间核准容量几乎实现翻倍。

截至2022 年10 月21 日，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计35 个项目，装机规模合计为4509.8 万千瓦，项目投资金额合计约为3451 亿元。其中，2021 年核准电站11 个，装机规模合计1380 万千瓦，投资金额约898亿元，各电站装机规模容量保持在100千瓦以上。

另外，《规划》还提出力争到2025 年，抽水蓄能装机容量达到6200 万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。

目标已定，路仍修远。

上述业内人士坦言，目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要促进抽水蓄能与新型储能的协同发展。此外，抽水蓄能的多元化发展也应得到重视，应加强中小型抽水蓄能的开发、因地制宜开发混合式抽水蓄能以及探索海水抽水蓄能的开发和应用等方面的工作。

新型储能接棒续力规模化发展初现雏形

“随着可再生能源渗透率的快速提升，需要进一步增加灵活性资源以满足系统稳定性需求，无论是抽水蓄能还是新型储能等，都是重要的系统灵活性资源。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示。

相较于抽水蓄能，近年来新型储能以响应快、配置灵活、建设周期短等优势在新型电力系统中发挥着重要的作用。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库统计，截至2021 年，新型储能市场累计规模达到573 万千瓦，新增规模突破200万千瓦，同比增长74.5%。

“电力系统的电源侧和需求侧发生的变化，对储能的发展提出要求。电源侧接入大量靠天吃饭的风、光发电资源，以及需求侧终端部门的电能替代，极大地改变了负荷曲线。”北京智中能源互联网研究院副院长白建华表示，需要综合考虑电力需求总量、特性、区域分布等特点，对负荷曲线进行适应性的调整和分析，从而确定所需要的储能规模。他预计，到2060 年，电力系统需要的储能在10 亿千瓦左右，其中抽水蓄能、新型储能、电动汽车的V2G（电动汽车给电网送电）将扮演重要角色。

2021 年7 月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确发展目标，到2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000 万千瓦以上。

“据CNESA 产业发展预测，保守场景下，到2026 年，新型储能总装机容量可以达到4850万千瓦，5 年复合年均增长率可以到53.3%；理想场景下，总装机容量将达到7950 万千瓦，年复合增长率为69.2%，按照目前的发展态势我们认为可以达到这个目标。”李臻介绍道。

李臻表示，在政策方面，“十四五”时期从新型储能的顶层规划到项目管理、并网管理、安全监管、市场机制等方面，从国家到地方针对新型储能的政策都在快速部署和完善。全国已有20 多个省市发布了新型储能规划，“十四五”期间各地规划储能装机已超过了7300 万千瓦，远超国家3000万千瓦的目标。

据了解，现阶段我国新型储能项目主要分布在30 个省（市、区），多个省（市、区）已经交出亮眼“成绩单”。2021 年，山东省依托“共享储能”创新模式引领全国储能市场发展，在新增市场中排名第一；江苏省、广东省延续用户侧储能、辅助服务市场的发展优势，在新增储能市场中占比靠前；内蒙古自治区凭借乌兰察布电网友好绿色电站示范等新能源配储项目，首次进入全国储能市场前五之列。

业内专家认为，要立足我国能源资源禀赋来发展储能。在新型电力系统建设中，除抽水蓄能和新型储能电力变异储能体系外，还存在3 种储能与灵活调节电源体系：一、城市电动车储能集群是可以直接储存过剩电力并能够为电力系统平谷和调峰的储能系统，且具有经济性；二、以本土气源（天然气与绿氢可以掺混）为主体的地下储气库、管网与调峰气电厂是最为可靠、可以托底并可以直接储存的能源，而且启停灵活，预计有大发展；三、生物质和垃圾是为了环境优美必须利用和烧掉的储能和灵活电源体系。在储能发展路径当中，电动车储能集群和生物质垃圾储能与发电将优先得到发展。

新型储能商业模式尚不明朗市场化发展仍有难题待解

尽管储能发展前景光明，但当前储能大规模发展的商业逻辑仍不清晰。

“目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，盈利比较困难。”李臻表示，从商业模式来讲，结合可再生能源配储政策，以及各地辅助服务政策，目前我国共享储能可以作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可以接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。2019 年，青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍还没有形成较好的盈利性。

“目前，在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。以山西为例，目前新型储能可以参与一次调频、二次调频市场。风光场站并网需要配备一定比例的一次调频能力，新能源场站可以通过配备储能以满足一次调频的要求，代替原来的备用容量，同时可以减少考核。”李臻建议，目前新型储能参与辅助服务市场非常依赖政策的稳定和市场价格机制，在成熟的电力市场中，新型储能可以通过参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，以更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。

“储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。”自然资源保护协会（NRDC）清洁电力高级顾问王万兴认为，储能是满足新型电力系统灵活性需求的重要组成部分，为支持储能的健康有序发展，需要充分发挥政府和市场的作用。

此外，成本疏导问题也引发业内关注。与会专家认为，无论是通过可再生能源进行成本疏导，还是传导给用户，目前还没有很好的成本疏导途径，但电力市场还是要回归到市场，储能合理收益仍然要通过电力市场回收，归根结底还是要和电力市场深度改革相结合。

万里智库高级研究员王自强表示，从资本市场看，必须利用市场手段来发展储能，尤其是新型储能，要产生经济效益。在发展过程中，要重点关注两个问题：其一，为配合新能源发展，需要因地制宜的配套储能，避免盲目上马新基建，造成不必要的浪费。其二，避免对储能技术的过度保护，需要通过市场化手段，提升储能技术的市场竞争力。■