配置储能可提升新能源参与现货市场的盈利水平

日前，在广泛征求意见后，《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《意见》）正式发布，这是继2017年五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》后第二份针对储能发展制定的专项文件。《意见》明确，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。

当前电力系统中，新型储能已具备一定规模，应用领域不断拓展，成为电力系统规划、运行不可或缺的元素。《意见》对新型储能的发展和应用进行了顶层设计。在后期执行和推动目标落实时，各有关方面需着力解决新型储能发展过程中的基础性、共性问题，抓住“新能源+储能”这一关键，推动新型储能高质量发展。

明确新型储能发展基础性问题

储能的种类庞杂，国际电工委员会（IEC）对储能的定义是：通过设备或者物理介质将能量存储起来，并在需要时释放出来。电能属于二次能源，国内外尚未对电力系统储能作出明确定义。从功能上看，可将电力系统储能理解为：通过一种介质或者设备把电能存储起来，在电力系统需要能量或功率支撑时，以电能的形式释放到电力系统的循环过程。通常，储热、储氢、蓄冷等最终以热、氢、冷形式释放能量的手段更适合归为电力负荷，不属于电力系统储能。电力系统中，新型储能则是除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的储能技术。

新型储能应用领域广阔，涵盖电力系统发输配用各个环节，具有调峰、调频、备用等功能，应用场景包括新能源并网、辅助服务、火电机组配置储能、户用储能等。美国一般采用表前和表后区分储能，表前储能主要是连接到输配电网或发电资产的储能，可独立参加电力批发市场；表后储能主要应用在商业、工业或居民用户表计之后，参与电力零售交易。从我国当前电力管理体制出发，按电源侧、电网侧、用户侧对储能进行分类相对清晰，其中电源侧主要是各类电源表计之前配置的储能，电网侧主要是接入公用电网的储能，用户侧主要是用户表计之后配置的储能。合理划分新型储能应用领域，有利于分类施策、分类管理。

此外，宜明确认定电力系统储能的身份和属性。储能可充电、放电，具有电源和负荷的双重属性，对储能身份和属性的认定直接关系到储能应用。2017年，英国发布“智能灵活能源系统发展战略”，将储能的市场身份由此前的终端负荷改为发电资源，由此结束针对储能充电和放电的双重收费。在我国，目前电源侧、用户侧储能身份界定相对明确，电网侧储能的属性仍待明确。这将直接决定该类储能应履行的责任及并网管理、调度运行、电价政策等。

完善规划加强管理，规范发展新型储能

从规划方面看，宜按各类灵活性资源必要性、安全性、经济性排序，合理确定储能发展规模，保障电力可靠供应和安全稳定运行。灵活性资源主要包括燃煤机组、燃气机组、抽水蓄能、电化学储能、电网输电通道、需方响应资源等。在规划灵活性资源时，应使其与新能源发电、传统电源协调发展，优先挖掘存量灵活性资源潜力，加快推进火电灵活性改造、需求侧响应、通道灵活运行等见效快、成本低、影响范围广的措施。在现有灵活性资源不能满足系统运行需要时，再新增电化学储能等，实现规模、结构和布局的综合优化。

从调度运行方面看，对接入公用电网的新型储能系统应实行统一调度、分级管理。可按照储能装机规模进行分级管理、分级调度，在此基础上，分场景、分目标实行储能优先调度。考虑电网整体运行效率及局部调节需求，用于保障局部尖峰供电、缓解线路设备过载、保障配电网供电可靠性的储能可由地调（县调）优先调度；用于系统调频、调峰及电网暂态控制的储能可由省调优先控制；用于省间及跨省跨区调峰、保障直流输电等功能的储能可由网调优先控制。

从电力市场建设方面看，应秉持技术中立，建立公平的储能参与电力市场准入规则。对于能够通过市场盈利的应用领域，应建立并完善市场机制，确立储能市场主体地位。我国中长期电力市场、部分现货市场、调频辅助服务市场、绝大多数调峰辅助服务市场均将储能纳为市场主体，在市场规则设计上应体现出新型储能的特点， 并“按效果付费”。

从安全管理方面看，需高度重视储能消防安全，将储能设备列为特定消防对象。全球储能电站火灾事故统计结果显示，电池电芯缺陷及电池管理系统的不可靠是导致火灾事故的主要原因。随着电池老化、环境变化，以锂离子电池为代表的部分电化学储能系统发生火灾的风险一直存在并可能持续提升。一方面，制订并实施严格的标准和检测规范可大大降低火灾事故发生概率；另一方面，应构建电力系统储能安全管理体系，将储能设备划定为特定消防对象，确定储能灭火的标准操作程序等。

新能源场站自发配置储能或成为主要趋势

自2020年开始，河南、内蒙古、辽宁、湖南等省份均提出优先支持配置储能的新能源发电项目。随着碳达峰、碳中和目标的提出，各省份加大了对新能源场站配置储能的支持力度。多个省份从最初鼓励新能源场站配置储能到明确要求新能源场站配置储能。山东、海南、贵州、宁夏等省份在2021年风电、光伏发电项目竞争性配置办法规定中明确要求新能源场站配置一定容量的储能设施，新疆、广西、江西等省份优先支持承诺配置储能设施的新能源电站开发。从长远来看，即使储能成本没有大范围下降，新能源场站自发配置储能或购买储能服务也可能成为主要趋势。

配置储能可降低新能源发电的系统成本，减少辅助服务费用分摊。近年来，随着新能源接入电网的比例提升，新能源系统成本逐渐被关注。新能源系统成本一般包括备用电源配置成本、平衡成本、电网成本等。初步研究显示，电力系统中，新能源发电量占总发电量比例超过15%后，系统成本会进入快速增长阶段。今年，风电、光伏发电上网电价不再享受财政补贴，为提高上网电价竞争力，可通过配置储能提升新能源发电的可调度性，降低系统成本，减少辅助服务费用。

配置储能是新能源履行系统责任的重要技术路径。构建新能源为主体的新型电力系统，需要新能源承担作为主力电源的系统责任。2019年修订颁布的强制性国家标准《电力系统安全稳定导则》提出新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活调节资源。部分省份已要求新能源机组具备一次调频等常规机组具备的能力。配置储能后，新能源可以履行系统责任，机组不用预留发电容量。

配置储能可提升新能源参与现货市场的盈利水平。由于新能源发电具有随机性，难以实时跟随现货市场价格波动调整发电出力，实现利益最大化。配置储能后，新能源电站可灵活参与市场并提升履约能力，在现货价格较低或者未能出清情况下，由新能源机组给配置的储能充电；在现货价格较高时，由储能放电以获得收益。

电力系统新型储能应用由成本、技术、市场、管理等多项因素综合决定，是一个不断探索、调整、完善的过程。契合电力系统运行需求、找准功能定位，新型储能将在以新能源为主体的新型电力系统中扮演越来越重要的角色。

（作者单位：国网能源研究院有限公司）