來源：中能傳媒研究院  

新型儲能作為新能源發(fā)展過程中的關鍵一環(huán)及支撐新型電力系統(tǒng)的關鍵技術，是推動構(gòu)建綠色、高效、智能現(xiàn)代能源體系、保障電力安全可靠供應和電力行業(yè)高效可持續(xù)發(fā)展的必由之路。目前，我國新型儲能規(guī)?；瘧贸尸F(xiàn)良好發(fā)展勢頭，相關技術正廣泛應用于各類場景，在技術研發(fā)、項目建設、商業(yè)模式探索、標準體系構(gòu)建等方面取得較大進展。但由于相關的電價政策和市場機制不夠完善，存在成本疏導不暢、“建而不用”、有效利用率不高等問題，還不能充分發(fā)揮其對電力系統(tǒng)的支撐作用。為推動新型儲能與新能源協(xié)同發(fā)展，實現(xiàn)新能源更大范圍、更多場景的應用，應進一步加大政策支持，深化能源電力體制改革，不斷細化豐富輔助服務市場機制，研究出臺國家層面的新型儲能價格疏導政策，完善相關標準規(guī)范，持續(xù)增強產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新。

一、進展情況

（一）新能源加快步入高質(zhì)量發(fā)展新階段

我國可再生能源的大規(guī)模發(fā)展有力促進了以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源技術的快速進步、成本快速下降和經(jīng)濟性顯著提升，風電、光伏發(fā)電已全面進入平價無補貼、市場化發(fā)展的新階段。國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，可再生能源已成為我國保障電力供應的新力量，裝機達到14.5億千瓦，占全國發(fā)電總裝機超過50%。2023年至今，可再生能源發(fā)電量3萬億千瓦時，約占全社會用電量的三分之一，風電光伏發(fā)電量已超過同期城鄉(xiāng)居民生活用電量，占全社會用電量比重突破15%。

（二）大力發(fā)展新型儲能是新能源裝機規(guī)?？焖贁U張的必然要求

與常規(guī)電源相比，新能源發(fā)電單機容量小、數(shù)量多、布點分散，且具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征。隨著新能源裝機持續(xù)增長，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足問題逐漸凸顯，電力電量平衡、安全穩(wěn)定控制等面臨前所未有的挑戰(zhàn)。要在保障電力安全的前提下，接受、消納占比迅速提高的風光發(fā)電電量，亟需大力發(fā)展各類儲能以彌補電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力缺口。而較之于傳統(tǒng)的抽水蓄能，新型儲能選址靈活、建設周期短、響應快速靈活，與新能源開發(fā)消納的匹配性更好，優(yōu)勢逐漸凸顯，加快推進先進儲能技術規(guī)?；瘧脛菰诒匦小?/span>

（三）新型儲能與新能源協(xié)同發(fā)展相關支持政策不斷完善

近三年來，國家發(fā)展改革委、國家能源局持續(xù)加強新型儲能行業(yè)宏觀引導，促進產(chǎn)業(yè)規(guī)模快速發(fā)展。先后出臺了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知（征求意見稿）》等一系列政策，開發(fā)建設全國新型儲能大數(shù)據(jù)平臺，初步建立了全國新型儲能行業(yè)管理體系，統(tǒng)籌推動全國新型儲能試點示范，為新型儲能技術創(chuàng)新應用和產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展奠定了基礎。

其中，《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，積極支持用戶側(cè)儲能多元化發(fā)展；鼓勵圍繞分布式新能源、微電網(wǎng)等其他終端用戶，探索儲能融合發(fā)展新場景；鼓勵聚合利用ups不間斷電源、電動汽車、用戶側(cè)儲能等分散式儲能設施，依托大數(shù)據(jù)、云計算、人工智能、區(qū)塊鏈等技術，結(jié)合體制機制綜合創(chuàng)新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業(yè)模式。為保障在基地的新能源發(fā)電利用率不低于90%和外送新能源電量占比不低于50%等條件下，輸電通道能夠穩(wěn)定送電，基地需要配建新型儲能與新能源協(xié)調(diào)運行，《新能源基地送電配置新型儲能規(guī)劃技術導則》首次明確新能源大基地送電配儲規(guī)模。《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》提出，鼓勵新能源配建儲能在企業(yè)自愿條件下轉(zhuǎn)為獨立儲能，支持通過部分容量獨立、部分容量聯(lián)合等多種方式參與電力市場，充分發(fā)揮新型儲能價值；鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目；鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式。《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知（征求意見稿）》首次規(guī)定可接受調(diào)度的新型儲能范圍和提出優(yōu)先調(diào)用新型儲能試點示范項目。

（四）各地政府、有關企業(yè)發(fā)展新型儲能技術、產(chǎn)業(yè)和示范應用的積極性空前高漲

截至目前，我國已有超過20個省份發(fā)布新能源配置儲能政策，要求配儲比例在5%～30%之間，時長多以2～4小時為主。新能源鼓勵或強制配儲政策成為行業(yè)發(fā)展驅(qū)動力。同時，新型儲能作為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，吸引了眾多掌握技術、資金與業(yè)務優(yōu)勢的能源企業(yè)布局。多家企業(yè)已經(jīng)在積極探索鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣、鈉離子電池、氫能等多種新型儲能技術的應用，并打造“新能源+儲能”模式，開展光伏+鋰離子電池、風電+飛輪儲能等技術示范應用，以加快提升新能源可靠替代能力。

（五）全國新型儲能裝機規(guī)?？焖僭鲩L

隨著可再生能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L，電力系統(tǒng)對各類調(diào)節(jié)性資源需求迅速增長，新型儲能項目加速落地，裝機規(guī)模快速提升。最新數(shù)據(jù)顯示，截至今年9月底，我國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達2123萬千瓦，位居全球前列。其中，新能源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能是增長主力。此外，從投資規(guī)模來看，按當前市場價格測算，新投運新型儲能拉動直接投資超過300億元。

二、存在的問題

（一）市場機制與價格機制不完善

新能源配儲發(fā)展的關鍵不在于時長、比例，而是建立起相應的成本疏導途徑，目前，新型儲能收益普遍不足。一方面，新型儲能市場機制和商業(yè)模式不成熟，其技術優(yōu)勢無法通過電力市場充分發(fā)揮價值，可以實際參與交易的品種仍然有限，導致儲能項目盈利困難。另一方面，目前我國已有多地探索建立新型儲能容量電價機制，但國家層面統(tǒng)一新型儲能容量電價政策尚未出臺。同時，新型儲能建設運行成本不能通過輸配電價疏導，成本多由新能源電站單一主體“買單”。有業(yè)內(nèi)人士指出，華能在山東的儲能項目，56%的收入來自新能源項目的租賃，即靠租金維持儲能電站的生存，這同時意味著新能源項目要付出大量的租用儲能電站的成本。

（二）部分地方新型儲能項目“建而不用”

中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》顯示，截至2022年12月，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。需要注意的是，受市場環(huán)境變化、行業(yè)標準缺失等因素影響，當前部分儲能項目盈利水平不高，存在新型儲能規(guī)劃與實際裝機差距較大、“建而不用”等問題。還有部分地方調(diào)度部門“嫌棄”新型儲能規(guī)模小、“不愿調(diào)”，難以充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)的調(diào)節(jié)作用。

（三）新能源配建儲能的實際利用率不高

部分地方不少新建的新能源項目都配置了儲能電站，但由于主動支撐等能力不足，利用率普遍偏低。受收益模式不明確、設備質(zhì)量等原因影響，據(jù)統(tǒng)計，2022年新能源側(cè)配置儲能日均充放電次數(shù)僅為0.22次。另根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，新能源配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況，所調(diào)研電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，而新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網(wǎng)側(cè)儲能14.8%、用戶側(cè)儲能28.3%的利用系數(shù)，顯然，新能源配儲整體調(diào)用情況不理想。這也與新能源利用率很高有關。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院定量分析，按新能源利用率95%測算，在不考慮新增煤電靈活性改造、新型儲能以及需求側(cè)響應資源的情況下，2025年國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)調(diào)峰缺口達到8000萬千瓦左右，2030年調(diào)峰缺口達到1.6億千瓦左右。通過新能源優(yōu)化配置儲能，可以提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，支撐高比例新能源高效利用。而全額消納通常是包括但不限于并網(wǎng)規(guī)模、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力、調(diào)度運行安排等多種因素綜合作用的結(jié)果。因此在缺乏新型儲能等調(diào)節(jié)能力支撐的情況下，新能源利用率可能會受到影響。

三、有關建議

（一） 做好頂層設計，科學規(guī)劃新能源與儲能

推動價格疏導，研究出臺國家層面的新型儲能兩部制電價政策，提升市場主體創(chuàng)新活力。按照“誰受益、誰付費”的原則，建立合理的成本分攤和疏導機制，推動各類市場主體共同分攤新型儲能建設成本。加快制定大型新能源基地、調(diào)節(jié)支撐電源和外送通道統(tǒng)籌規(guī)劃配置、調(diào)度運用新型儲能相關標準規(guī)范，創(chuàng)新消納政策機制。通過風光火儲一體化模式加快推動新型儲能發(fā)展。加強“源網(wǎng)荷儲”一體化協(xié)調(diào)發(fā)展，推動新型儲能系統(tǒng)示范應用，大力發(fā)展“新能源+儲能”模式，支持新能源合理配置儲能，鼓勵建設集中式共享儲能設施，推動“風光儲”一體化項目建設。同時，加大支持新型儲能發(fā)展的財政、金融、稅收、土地等政策力度。

（二） 堅持市場導向，鼓勵新能源配建儲能參與電力市場交易

建立能夠反映電力資源稀缺屬性的電價機制，加快電力現(xiàn)貨市場建設，引導配建儲能參與電力現(xiàn)貨市場，豐富新型儲能參與的交易品種，發(fā)揮配建儲能和新能源電站的整體聯(lián)動作用，實現(xiàn)新能源項目的效益最大化。此外，進一步深化能源電力體制改革，優(yōu)化儲能服務市場算法規(guī)則和儲能調(diào)用機制，探索儲能參與碳市場和綠證市場，疏解儲能成本。同時，新型儲能是重要的靈活性調(diào)節(jié)資源，盈利不能只靠電價政策，也應從運行角度考慮，容量電價實施需要做好前期規(guī)劃。

（三）堅持創(chuàng)新引領，持續(xù)增強技術競爭力及產(chǎn)業(yè)鏈的安全

通過能源創(chuàng)新進一步加強關鍵技術攻關，補齊產(chǎn)業(yè)鏈短板，解決“卡脖子”問題，持續(xù)增強能源產(chǎn)業(yè)鏈自主可控能力。圍繞新型電力系統(tǒng)建設，加快適應大規(guī)模高比例可再生能源友好并網(wǎng)的新一代電網(wǎng)、儲能、源網(wǎng)荷儲銜接等關鍵技術和ups電源等核心裝備的突破，加快儲能技術、特別是大規(guī)模和超大規(guī)模的儲能問題的解決，以應對風光項目的不穩(wěn)定性沖擊。