新能源配置储能应确定科学合理配置比例——访国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院有限公司执行董事（院长）、党委书记欧阳昌裕

随着新能源的大规模开发应用，新能源配置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，也逐渐成为建设新型电力系统的关键支撑，其发展思路、成本疏导、商业模式等广受关注。为进一步了解新能源配置储能发展情况及相关思路、路径等，本刊记者专访了国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院有限公司执行董事（院长）、党委书记欧阳昌裕。

《中国电业与能源》：新能源配置储能在助力新型电力系统建设中发挥出哪些作用？目前，我国新能源配置储能情况如何？

欧阳昌裕：党的二十大报告明确提出加快规划建设新型能源体系。对电力行业来讲，就是构建新型电力系统。新能源发电具有随机性、间歇性和波动性特征，出力具有强不确定性、弱可控性、弱支撑性等特点。新能源发展特别是中国特色的新能源发展，将对电力系统电力电量平衡、安全稳定运行特别是极端气象条件下电力安全保供带来重大挑战。新能源优化配置储能，两者融合能够改善新能源发电出力特性，进而缓解电力系统电力电量在时间和空间上的分布不均衡问题，有利于保障电力稳定供应、加大系统安全裕度、提升新能源利用率，助力新型电力系统建设。

一是新能源优化配置储能有利于保障电力稳定供应。高比例新能源的强随机性、波动性，用电负荷的日益尖峰化，给特定时段的电力电量平衡带来了巨大挑战。特别是在高温、寒潮等极端天气下，电力电量平衡问题尤为突出。新能源通过优化配置储能，可以在更大时间尺度和空间范围内调节互济，即通过储能设施将在电力系统用电低谷而新能源发电大发时段的低效用电力储存起来，在用电高峰时段再发电，一定程度上满足高峰需求、实现高效用，有利于实现电力电量有效平衡。

二是新能源优化配置储能有利于加大系统安全裕度。新能源机组无法提供有效的转动惯量、短路容量和调频能力，将导致电力系统频率电压支撑调节能力降低，安全稳定风险显著上升。通过新能源优化配置储能，可以融合提高转动惯量，提升新能源自主支撑控制能力，保障电力系统安全运行。

三是新能源优化配置储能有利于提升新能源利用率。根据国网能源研究院定量分析，按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年国家电网有限公司经营区调峰缺口8000万千瓦左右，2030年调峰缺口1.6亿千瓦左右。通过新能源优化配置储能，可以提升系统调节能力，支撑高比例新能源高效利用。

近年来，国家和地方政府出台了一系列政策支持新能源配置储能发展。国家相关部门印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等文件，鼓励和支持新能源配置储能，提出布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站。全国已有近30个省（市、区）出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能的政策文件。

在此背景下，我国新能源配置储能快速起步，累计规模已占新型储能总规模的近三成。根据中关村储能产业技术联盟的统计数据，截至202年底，我国已建成新型储能573万千瓦，其中新能源配置储能（含光储、风储和风光储）规模达到160万千瓦（2021年新增70万千瓦），占比约28%。新能源配置储能主要布局在山东、安徽、青海等新能源规模大、调节能力有缺口的省份。考虑到技术特性、成本情况、建设条件等因素，目前新能源配置储能仍主要采用锂离子电池储能，建设成本约为1500—2000元/千瓦时，随着大型风光基地建设和共享储能模式发展，未来有望拓展压缩空气储能等其他新型储能技术。

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《中国电业与能源》：现阶段新能源配置储能的思路和路径是怎样的？存在哪些挑战？有何建议？

欧阳昌裕：与欧美发达国家相比，我国电源结构以煤电为主，电力系统中灵活电源比重低，系统灵活性不足、调节能力不够问题突出，难以满足新能源大规模发展要求。我国灵活调节电源占比仅6%左右，远低于欧美日等发达国家水平（美国46.6%、意大利47%、西班牙34.3%、日本37%），制约更高比例和更大规模新能源发展。没有储能等灵活性电源大规模发展，就不可能持续支撑新能源大规模发展，也就难以真正构建新型电力系统。当前，行业内外对加快发展新型储能、提升系统调节能力已形成共识，而新能源发电和储能成本的持续下降，又为新能源优化配置储能应用提供了成本空间。新能源消纳、电力安全保供是电力系统全体市场主体的共同责任，政府是主管部门，发电主体、电网主体和用电主体、售电主体等按照各自法定职责承担各自责任，共同维护电力系统安全稳定运行和新能源消纳。新能源发电企业优化配置储能就是承担系统安全和消纳责任的重要责任，也是政府部门出台文件鼓励新能源项目配置储能的依据所在。

当前，新能源优化配置储能在配置要求、发展模式、应用效果等方面仍在探索完善，有待各方共同努力解决。

一是需要优化配置要求，结合各地电力系统实际情况，推进新能源侧储能的科学经济配置。新能源优化配置储能既可以用于系统调峰顶峰，还可以比电网侧、用户侧储能更有效地平抑出力波动，这些调节需求存在明显的地区差异。这就需要针对不同地区新能源发展规模、调节资源等实际情况，因地制宜确定有针对性、科学合理的配置比例，明确技术要求，避免“一刀切”。

二是需要优化发展模式，激发和变现对电力系统的价值，促进新能源配置储能可持续发展。新能源优化配置储能可以提升新能源利用率，但也将带来投资成本的增加，影响该模式的可持续发展。这就需要从电力系统需求的角度出发，通过新能源出力偏差考核等手段，充分激发储能多种复用功能的价值；并在此基础上，通过价格、市场等手段，拓展成本疏导机制，让储能发挥的功能价值变现，实现收益渠道多元化。

三是需要优化管理机制，统筹自身特性和系统需求，提升新能源配置储能利用效率。新能源配置储能处于发展初期，存在“建而未用”的问题，主要原因包括关键技术指标和运行要求不明确，技术标准执行不到位，调度机制和考核规则不健全。这就需要基于新能源配置储能本体和运行特性，以满足电力系统各类调节需求为导向，建立科学的新能源配置储能利用评价指标，在此基础上，完善调度运行规则、技术标准及市场机制，提升新能源配置储能的利用率。

《中国电业与能源》：在大规模推进新能源配置储能的过程中，应如何看待随之而来的成本问题？如何进行成本疏导？

欧阳昌裕：新能源发电具有波动性和不确定性，其并网利用必须依靠火电、抽水蓄能等调节性、支撑性电源以及电网的支持，增加了常规电源、电网等主体的投资和运行成本，这些成本被称为新能源发展引起的系统成本。国际权威机构研究表明，新能源电量渗透率超过15%之后，引发的系统成本将大幅上涨。当前，系统成本疏导机制尚不完善，仅有少部分通过辅助服务市场疏导，大部分由常规电源无偿被动承担，这是燃煤电厂发电利用小时数连续下降、效益连续下降的主要原因，在一定程度上制约了系统调节能力的提升。

对于新能源发电带来的系统成本增加，理应顺价消化，最终由全体电力用户分担。在系统成本增加没能实现顺价消化的情况下，按照公平性原则，应当主要由新能源发电主体承担，不能由其他市场主体分担。同时，随着新能源发电成本持续下降，已逐步低于燃煤发电基准价，新能源发电的收益空间进一步增加，由新能源承担更多系统成本的条件趋于成熟。从本质上来看，新能源优化配置储能就是通过配置储能自带调节能力，承担其自身带来系统成本中的电源调节成本。在当前市场设计和价格机制尚不完善、无法有效疏导这部分调节成本的情况下，采用新能源优化配置储能的方式可以通过新能源上网电价有效疏导新能源优化配置储能的成本投入，快速提升系统调节能力，支撑更大规模新能源发展。

目前新能源优化配置储能的成本主要由新能源上网电价分摊，随着未来市场设计和价格机制的完善，新能源优化配置储能成本的疏导机制将进一步拓展，逐步向市场疏导为主演变，主要有新能源上网电价分摊、参与辅助服务市场、参与现货市场等机制。一是由新能源上网电价分摊。未来一段时期内，新能源发电成本仍将保持持续下降趋势，即使新能源上网电价也随之下降，仍有一定的成本空间来支持配套储能建设。二是参与辅助服务市场获取收入。多地有调峰辅助服务补偿价格政策，但目前真正参与的储能主体还不多，补偿价格也普遍较火电深度调峰偏低，只能勉强实现盈亏平衡或微利。三是参与现货市场。目前甘肃、福建、四川等地的电力现货市场购售价差低于新型储能盈亏平衡点（0.65～0.7元/千瓦时），单独依靠参与现货市场无法实现储能盈利。综合来看，新能源优化配置储能成本疏导应围绕电力系统需求，深度挖掘储能的细分应用场景，充分发挥其多种功能价值，并与绿证、绿电、电碳市场融合，创新商业模式，拓展疏导机制，通过综合施策，实现新能源配置储能在电力系统中的高效利用和合理回报。

《中国电业与能源》：在您看来，推动新能源配置储能安全健康发展的关键在哪里？需要从哪些方面着重发力？

欧阳昌裕：新能源优化配置储能可以提升新能源涉网特性、提高系统调节能力，有利于保障电力系统安全运行，但是储能本体的安全问题也已经成为不容忽视的重要问题。目前新能源配置储能多采用以锂离子电池为代表的电化学储能，虽然近年来电化学储能技术迅速发展，已实现初步商业化应用，但在安全技术、管理机制等方面还存在不足，安全风险隐患日益凸显。近年来，国内外电化学储能事故频发，比如2021年4月16日北京丰台光储充示范项目起火爆炸事故，造成重大损失。

未来我国新能源配置储能有望实现更大规模增长，相较于其他储能，新能源优化配置储能往往位于相对偏远的地区，而且在现有成本疏导机制下对其开展运行维护的动力不足，面临的安全风险更为严重。为保障新能源配置储能的安全发展，需要关注以下几方面问题。一是技术层面安全问题尚未根本解决。虽然国家标准要求电池应能承受一定的滥用条件，但各类电池热失控机理、燃烧特性不尽相同，受电、热、机械激源等影响，容易引发热失控而起火，甚至发生爆炸。即使扑灭了初期燃烧明火，在24至72小时内仍有可能出现复燃，现有技术难以解决热失控状态监测、抑制电池复燃等问题。二是安全管理机制尚不健全。投资、生产、建设、租赁、运维等各方安全责任不够清晰。建设工程消防设计审查验收、传统电气工程安装验收规范未对储能电站进行明确定位，储能电站工程验收和消防验收依据不足。三是部分技术标准较为滞后。安全技术标准存在缺失，现行《电化学储能电站设计规范》（GB 51048-2014）未对建筑物及设备的防火等级、可燃气体探测器的配置等要求作出明确规定；并网技术标准要求偏低，《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB/T 36547-2018）关于动态响应特性、故障穿越能力等指标低于电网运行要求，储能电站的设计、施工、验收等环节没有形成有效的安全和并网技术标准体系。

针对上述问题，重点应在以下方面发力：一是深化产学研用协同创新，开展高安全电池和安全防控技术攻关，通过技术创新和试点示范，突破电化学储能安全瓶颈，提升自身安全性。二是健全电化学储能安全标准体系，加快制修订储能质量和安全相关标准，从国家层面出台储能电站消防设计验收、状态监测评价等强制性要求和技术标准；加强储能产品检测认证能力建设，重点提升以系统整机为对象的检测能力，建立国家级储能安全和质量检测认证机构。三是进一步细化储能电站安全管理规定，明确电站各方安全管理职责；强化储能电站安全准入管理，严把源头质量关；建立多部门储能电站消防联动机制，提升消防应急救援能力。

《中国电业与能源》：在完善市场机制促进新型储能产业发展方面，还需要进行哪些努力？

欧阳昌裕：新能源优化配置储能是近期新型储能发展的主力军，参与市场是新能源优化配置储能获得收益的重要方向。国家也正在积极推动包含新能源侧在内的各类新型储能参与市场，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》提出，鼓励新型储能通过电力市场疏导成本、获取收益，新型储能可以作为独立主体或与所属电源联合参与辅助服务、中长期交易、现货交易等。目前，各省新型储能参与市场以参与调峰、调频辅助服务市场为主，青海、山东等地在中长期市场和现货市场进行了探索。总体来看，关于新型储能的市场机制、价格政策等尚不完善，需要在实践中不断探索优化。

一是加快推动新型储能市场政策落地。落实《电力辅助服务管理办法》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等文件要求，各地能源主管部门抓紧完善新型储能管理和交易规则，制定本地区适应新型储能参与市场的并网运行、辅助服务管理实施细则，加快新能源和储能联合参与市场、新能源配置储能转独立储能、新能源配置储能部分容量独立、部分容量联合参与市场模式等政策落地。

二是优化新型储能市场交易机制。交易组织上，充分发挥新型储能容量、电量多重价值，允许同时参与各类电力市场，在交易申报、交易出清、调度调用环节同其他市场主体享有同等权利，提升利用效率。交易模式上，推动新型储能与新能源打捆参与中长期交易，鼓励签订顶峰和低谷时段市场合约。交易品种上，引入有偿一次调频、惯量、爬坡等新交易品种。交易价格上，注重提升市场的价格发现效率和价值培育能力，引导新型储能技术和应用创新；合理扩大现货市场限价范围，提升调峰辅助服务市场补偿标准，完善“按效果付费”的辅助服务补偿机制，将具有容量支撑能力的新型储能纳入容量补偿范围。

三是制定新型储能市场准入标准。明确新型储能在各类市场中的容量准入标准和安全技术标准，以及参与电力市场的电源或负荷身份。针对新能源配置储能、独立储能电站等不同类别，出台相应的市场管理规范，明确参与批发零售市场的边界，建立健全相关注册、交易和结算规则。■