市場機制不完善是儲能作用不突出的關鍵因素。

　　2024年上半年，我國風電光伏裝機規(guī)模首次超過煤電，發(fā)電量占比約為20%，標志著我國新能源發(fā)展的一個重要里程碑。然而，新能源快速發(fā)展的同時，其間歇性、隨機性、波動性問題也日益顯現。儲能技術能夠實現能量在時空上的轉移，是構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要手段。儲能技術包括傳統(tǒng)的抽水蓄能和新型儲能。由于抽水蓄能面臨選址受限和建設周期長等挑戰(zhàn)，新型儲能被寄予厚望。

　　“十四五”以來，國內針對新型儲能發(fā)展的政策密集出臺，新型儲能實現了高速增長。截至2024年9月，全國新型儲能累計裝機5852萬千瓦, 是2021年裝機量的14倍，相當于三峽水電裝機的2.6倍。但在裝機規(guī)模激增的同時，一些新型儲能出現了利用率偏低的問題。

　　新型儲能可以配置在發(fā)電側、電網側和用戶側。根據配置環(huán)節(jié)的不同，新型儲能的應用可主要分為三類：第一類是新能源配儲，是指配置在電站內，服務于單一新能源項目的儲能;第二類是獨立儲能，是指單獨接入電網，提供平衡調節(jié)服務的儲能，也稱共享儲能;第三類是工商業(yè)配儲，是指配置在工業(yè)園區(qū)、微電網等場址內，服務于工商業(yè)用戶的儲能。截至2024年6月，這三種典型場景下的儲能占比分別為41%，51%，1.5%。

　　三種應用場景中，盡管工商業(yè)配儲的占比最低，但得益于峰谷分時電價等政策的引導，利用情況較好。2024上半年，工商業(yè)配儲的日均運行小時數為13.82小時。新能源配儲與獨立儲能是裝機主體，占比合計92%，利用率卻遠低于工商業(yè)配儲。2024年上半年，新能源配儲與獨立儲能的日均運行小時數分別為3.74與4.09小時。本文將重點分析這兩種場景中新型儲能利用率低的問題，并提出切實可行的優(yōu)化建議。

　　新能源配儲：理想與現實的矛盾

　　新能源配儲模式的發(fā)展主要由政策驅動。2021年以來，各省光伏風電開發(fā)等政策普遍以項目并網或優(yōu)先調度為前置條件，要求新能源電站根據裝機容量的10%-20%配置儲能。到2024上半年，新能源配儲累計投運裝機規(guī)模達1450萬千瓦，是2021年底的9倍。

　　理論上，在發(fā)電站內搭配儲能，可在午間電網消納困難時充電，在晚間用電緊張時放電，根據負荷需求優(yōu)化新能源的出力曲線，可就地解決新能源出力與負荷需求不匹配的難題，緩解大電網的消納與保供壓力。

　　然而，現實中多種因素卻制約著這一目標的實現?，F行電力系統(tǒng)的價格機制、調用模式與新能源配儲初衷的不適配，是導致新能源側儲能未能發(fā)揮其應有價值的主要原因。

　　一方面，在目前的市場環(huán)境下，我國大部分的新能源項目并未進入電力市場，而是由電網按優(yōu)先發(fā)電、固定上網電價收購。電力在不同時段的價值與相應的激勵不同，但無法通過市場向新能源業(yè)主傳遞，電站自然沒有自主調用配套儲能并根據供需優(yōu)化自身出力曲線的意愿。

　　另一方面，配儲的實際調用與政策要求仍有待銜接。例如在廣東，根據《南方電網新型儲能調用規(guī)則》要求，新能源電站應根據其出力的波動、自行安排儲能充放電曲線，減少偏差考核;另外，規(guī)則還鼓勵新能源與配儲作為聯合主體參與調度。然而，在實際的運行過程中，新能源配儲仍以大電網直控調度為主。受限于電站內儲能分散、容量小、調節(jié)范圍有限的特性，電網調用次數低，導致儲能的消納與保供價值均未得到兌現。

　　獨立儲能：機遇與不確定性并存

　　獨立儲能的發(fā)展同樣得益于政策的推動，在新能源配儲“建而不用”的問題暴露后，以山東、寧夏為代表的省份陸續(xù)鼓勵發(fā)展共享儲能，即新能源可以通過租賃獨立儲能電站容量的方式來完成配儲的政策要求。

　　獨立儲能集中、容量大，能為電網提供更大范圍的平衡服務。各地積極出臺政策，激勵獨立儲能發(fā)揮其靈活調節(jié)與保供的價值。例如在寧夏，獨立儲能可通過輔助服務市場提供調峰與頂峰服務;在山東，獨立儲能不僅可以獲得容量補償，還能通過自主調度的模式參與現貨市場交易;在廣東，獨立儲能可以參與調頻、備用等輔助服務市場交易。隨著政策向獨立共享模式的傾斜，2023到2024年上半年，獨立儲能新增1611萬千瓦，占累計總量的88%。

　　然而，在快速建設的背后，獨立儲能面臨投資成本回收困難的問題。無論是容量租賃費，還是電力市場的收益，都存在較大的不確定性，導致市場中的大部分獨立儲能項目仍處于虧損狀態(tài)。

　　目前，獨立儲能一半以上的收益仍來自容量租賃費，這部分費用由新能源企業(yè)承擔。然而，近年來新能源企業(yè)承擔輔助服務分攤費用的成本上升，政策驅動的租賃費用又進一步增添企業(yè)成本壓力，企業(yè)的支付能力與意愿都較低，導致儲能租賃市場出現價格偏低、租期不固定等問題。此外，隨著未來新能源逐步進入市場，盈利的不確定性加劇，也會對儲能收益前景產生負面影響。

　　獨立儲能在電力市場的收益也不穩(wěn)定。目前各地電力市場仍處于發(fā)展初期，大部分省份現貨市場尚未連續(xù)運行，輔助服務交易規(guī)模小、價格低、品種不齊全，容量補償的市場化機制也尚未建立，使得儲能在電力市場的獲利能力受限。

　　綜上所述，雖然獨立儲能的利用率相較新能源配儲稍有提升，并拓寬了收益渠道，但由于電力市場機制仍不完善，其在經濟上也還不具備可持續(xù)性，要實現商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展，仍面臨挑戰(zhàn)。

　　加快完善配套機制，因地制宜發(fā)展新型儲能

　　目前，新型儲能利用率低的主要原因在于價格、調用、電力市場等配套機制尚不完善。要推動新型儲能的高質量發(fā)展，除了在技術創(chuàng)新、裝備制造上加大投入，還必須要加快完善配套機制，促進適應其發(fā)展的市場環(huán)境與商業(yè)模式盡早成熟。

　　此外，我國各省電力發(fā)展所處的階段不同，發(fā)展新型儲能要充分結合各省的資源稟賦、系統(tǒng)特點、市場建設情況等，以需求為導向，因地制宜地發(fā)展儲能。

　　為助力新型儲能的發(fā)展，筆者提出以下建議：

　　1. 解決新能源配儲“建而不用”的問題

　　在新能源裝機量大、現貨市場正式運行等具備條件的省份，建議加快研究新能源聯合儲能一體化參與市場交易的機制。例如在山東、甘肅等省份可以先行先試，逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易的比例。政策可給予新能源配儲全電量參與電力市場交易的電站適當鼓勵，培育一批系統(tǒng)友好型新能源電站。

　　2. 優(yōu)化獨立儲能的成本回收機制

　　加快完善電力市場的機制。加快建設現貨市場，推動獨立儲能通過“現貨+中長期”市場參與電能量交易。特別是在新能源滲透率高的地區(qū)，充分傳導午間時段新能源的低價優(yōu)勢，合理拉大現貨上下限價格。降低獨立儲能參與輔助服務市場的門檻，豐富輔助服務交易品種，研究市場各方對價格的承載力，確定合理的費用疏導機制。研究獨立儲能的容量補償機制，可綜合考慮儲能的并網進度、建設成本、儲能時長等因素，建立分等級的容量補償標準。

　　3. 擴大獨立儲能的市場參與范圍

　　在新能源消納情況良好，可參與省間現貨市場的省份，建議擴大獨立儲能參與市場的范圍，實現資源在更大范圍的優(yōu)化配置。例如在寧夏，在新能源消納情況良好時，可以推動本地的獨立儲能參與西北省間現貨市場，白天消納甘肅新能源的棄電，晚間再放電支撐陜西的用電高峰。政策應支持儲能參與不同類型的市場，鼓勵其在更大的市場范圍去尋找價差，實現“一體多用，分時復用”。

　　4. 加強儲能規(guī)劃與其他靈活性資源的銜接

　　針對各類應用場景下的新增儲能，建議加強規(guī)劃間的銜接，并充分考慮新型儲能與系統(tǒng)中其他靈活性資源的關系。例如廣東的抽水蓄能資源豐富，系統(tǒng)中的氣電資源也較為充裕，在近中期電網側靈活性資源不緊缺的情況下，需要充分考慮新型儲能的應用場景、開發(fā)時序，避免資源的錯配，讓新型儲能“建有所用”，充分發(fā)揮其在新型電力系統(tǒng)中的消納與保供價值。

　　來源：《新能源決策參考》

　　文/陳藝昕 自然資源保護協會項目官員;黃少中 中國能源研究會研究員、雙碳產業(yè)合作分會主任