储能成为新型电力系统的关键支撑——访中国能源研究会储能专委会主任、中科院工程热物理所研究员陈海生

■本刊记者 余璇/编辑 白宇

6月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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》指出，新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，是构建新型电力系统的重要组成部分；要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制。

目前，我国新型电力系统建设的思路和重点是什么？储能行业发展将如何为新型电力系统建设提供重要支撑？如何深化储能参与辅助服务市场建设？对此，本刊记者专访了中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长、中科院工程热物理所研究员陈海生。

《中国电业与能源》：目前，我国新型电力系统建设的思路和重点是什么？

陈海生：新型电力系统是以确保能源电力安全为前提，以新能源为供给主体，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储一体化与多能互补为支撑，以清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动为基本特征的电力系统。

国家发展改革委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，构建新型电力系统，应推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进；创新电网结构形态和运行模式；增强电源协调优化运行能力；加快新型储能技术规模化应用，大力提升电力负荷弹性。

国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》针对“加快建设新型电力系统”工作重点包括：构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，提升电网安全保障水平。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。制定新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划，完善促进抽水蓄能发展的政策机制。加快新型储能示范推广应用，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。深化电力体制改革，加快构建全国统一电力市场体系。到2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

《中国电业与能源》：储能行业发展将如何为新型电力系统建设提供重要支撑？

陈海生：为实现碳中和的远景目标，我国非化石能源消费比重将逐步提高到80%以上，间歇性、不稳定性、不可控的可再生能源将由补充能源变为主体能源。相应地，电力系统将从“集中式发电为主”向“集中式和分布式发电结合”的形式转变，电力系统的主体将从“源网荷”3个主体发展为“源网荷储”4个主体，储能将在新型电力系统中成为4个基本主体之一，成为新型电力系统的关键支撑。

储能作为电网中的优质灵活性调节资源，同时具有电源和负荷的双重属性，可以解决新能源出力快速波动问题，提供必要的系统惯量支撑，提高系统的可控性和灵活性。在新型电力系统中，储能是支撑发电侧高比例可再生能源接入和消纳的关键技术手段；是提升电网调节能力、综合效率和安全保障能力的重要支撑技术；也是支撑用户侧能源管理和电能质量的有效手段。

随着储能技术的突破和规模化发展，各类储能技术的应用成本将持续下降。随着电力市场化改革的全面推进，储能既可以作为独立主体参与现货市场和辅助服务市场，又可以配套可再生能源保障电力系统稳定安全运行，实现多重应用价值叠加。

《中国电业与能源》：目前我国储能行业发展现状如何，面临哪些挑战？您对提升储能服务新型电力系统的支撑能力有何建议？

陈海生：根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为4610万千瓦，占全球储能市场的22%，其中，新型储能累计装机超570万千瓦，同比增长75%。虽然发展迅速，但面向未来大规模储能应用需求，仍面临不少挑战，主要包括如下几个方面：

在技术方面，总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求。部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。

在市场方面，尽管目前各地在探索新的商业模式，但目前从全国范围来看，已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，能够获得调峰、调频以及容量补偿等多重收益的市场机制细则尚处空白。

在安全与标准体系方面，关于储能设备与储能电站的技术规范还不统一，尚未形成规范行业发展的技术标准体系。时至今日，行业仍未形成统一的安全标准和公认的解决方案。

为进一步提升储能服务新型电力系统的能力，有以下几方面建议：

一是技术方面。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过开展提升可再生能源利用水平应用、提升电力系统灵活性和稳定性应用、提升用能智能化水平应用、推进储能支撑能源互联网应用等不同技术路径和场景的应用示范，不断探索技术创新方向。

二是市场方面。要秉持“谁获益，谁付费”原则，结合技术特性建立长效市场机制、明确政策导向和储能价格机制。在这个过程中，通过建立合理稳定的储能价格机制，实现多重应用价值，从而成为新型电力系统必不可少的一环。

三是安全方面。要尽快完善储能产品标准和检测认证体系。建立并完善储能规划设计、设备及试验等各环节的标准体系。完善储能产品性能、安全性等检测认证标准，建立国家级储能检测认证机构，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管等。

《中国电业与能源》：现阶段储能参与辅助服务市场的情况如何？对于如何深化储能参与辅助服务市场建设，您有何建议？

陈海生：2020年以前，我国储能参与辅助服务市场的模式以火储联合调频为主。截至2020年底，火储联合调频项目建设规模超过67万千瓦。近两年，随着我国电力市场化改革的深入以及“双碳”目标的提出，全国各地开始加快辅助服务市场建设进程，电源侧、用户侧、电网侧储能开始逐步参与辅助服务市场。

2021年，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（以下简称“新版‘两个细则’”），文件明确了新型储能参与辅助服务市场的主体地位，并提出了并网管理要求，同时新增了电力辅助服务新品种，完善了辅助服务分担共享新机制。自文件发布以来，全国已有8个地区修订了本区域的辅助服务市场规则：

在辅助服务品种方面，储能除了可以参与常规的深度调峰、二次调频以外，山西省和南方区域等地还新增了有偿一次调频和无功调节等服务品种。

在市场参与形式方面，华北区域和浙江省允许用户侧储能作为第三方独立主体参与调峰市场，同时各地也开始探索储能联合新能源场站参与辅助服务市场的新机制。

在成本分摊机制方面，广东、山西、浙江、江苏的政策体现了“谁获益，谁付费”的原则，推动建立辅助服务费用向用户传导的长效机制。

虽然辅助服务市场正在如火如荼地建设，但仍然存在可持续发展机制不明、调用原则尚不清晰、分摊补偿机制不健全、市场长效机制有待建立等问题。

针对这些挑战，有以下几个建议：一是因地制宜落实新版“两个细则”，明确储能市场身份，同时结合市场环境完善市场规则；二是拓展储能参与辅助服务市场的服务品种，明晰各市场主体的技术要求和考核标准；三是结合电力市场化改革，探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，形成可市场化运作的长效机制；四是加强辅助服务市场与现货市场的衔接和融合；五是保持政策制定的连贯性，避免政策的大幅度波动造成市场动荡。

《中国电业与能源》：在新型电力系统布局下，储能行业发展如何处理好安全、低碳、经济3个要素的平衡关系？

陈海生：一是要加强组织领导。国家有关部门统筹协调安全、低碳和经济发展等重大问题，建立和完善鼓励政策和法律法规，促进政、产、学、研、用合作互动，切实推动各项措施落实到位。地方相关主管部门应结合实际，研究制定适合本地的落实方案，因地制宜，科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，有序推进储能技术和产业发展。

二是要加强技术攻关和试点示范。围绕促进可再生能源消纳、发展分布式电力和微网、提升电力系统灵活性、构建能源互联网等重大需求，布局一批具有引领作用的重大储能技术攻关和试点示范工程。

三是要加强行业引导和规范。充分发挥专业协（学）会、研究会、联盟的作用，引导行业协调发展；依托行业储能信息公共平台，加强信息对接、共享共用和交易服务；加快储能产品标准和检测认证体系建设工作，保障行业规范发展。

《中国电业与能源》：目前储能商业化、规模化发展取得了哪些成果？未来储能商业化、规模化发展将对新型电力系统带来怎样的改变？

陈海生：在“双碳”目标和新型电力系统建设的需求下，储能技术快速进步，产业链逐步完整，新型商业模式层出不穷，目前储能正处于从商业化初期向规模化发展，建立成熟产业体系，形成多种商业模式的关键时期。

从商业化来看，储能成本显著下降，循环寿命、能量密度等关键技术指标得到大幅度提升；部分省份如广东、山西等地的火储联合调频项目已经实现商业化；随着各地峰谷价差政策的推进以及“双控”工作的深入实施，部分省份如浙江、广东、江苏等的用户侧储能项目也已经初步具备经济性。

从规模化来看，2021年，我国新型储能市场进入规模化发展阶段。一是新增投运新型储能项目装机规模不断刷新历史。二是大规模项目的数量不断增多，特别是百兆瓦级项目数量，达到78个，占2021年新增新型储能项目（含规划、在建、投运）总规模的63%。三是液流电池、压缩空气等新型长时储能技术实现了单体百兆瓦级项目的投运，未来压缩空气储能还将开展单体30万千瓦的规模化应用。

规模化的储能若能得到有效整合和充分调用，将对解决新能源并网引起的电力平衡问题、系统稳定性风险等发挥重要作用。但储能项目的商业化和规模化发展还面临收益机制不稳定，政策变化风险大等问题。未来可在以下几个方面着手持续推进储能的商业化和规模化发展：

一是尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制。可再生能源比例升高，大概率会带来现货市场价格波动频繁且剧烈，目前国内终端电价水平传导存在较大的延迟性，无法及时反映供需变化，以及灵活性资源的价值。在中国现货市场建设过程中，建议设计存在时序和地点特性差别的电价机制，同时进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格。

二是根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种。随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步退出，电力系统惯量供应不足。目前我国各地辅助服务市场运营交易规则中，均鼓励储能参与调峰、调频市场，但各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，细化调频品种，为快速调节资源提供稳定的市场参与空间。

三是建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。目前我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，其系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的评估，成本也未有效疏导至“肇事方”或受益主体。应尽快建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制，秉持“同工同酬”的原则，对于能够提供抽水蓄能、燃气机组、火电等资源同等服务质量和效果的新型储能，享受同等的容量电价补偿和储能价格机制。■