市场机制不完善是储能作用不突出的关键因素。
文/陈艺昕 自然资源保护协会项目官员
黄少中 中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任
2024年上半年，我国风电光伏装机规模首次超过煤电，发电量占比约为20%，标志着我国新能源发展的一个重要里程碑。然而，新能源快速发展的同时，其间歇性、随机性、波动性问题也日益显现。储能技术能够实现能量在时空上的转移，是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要手段。储能技术包括传统的抽水蓄能和新型储能。由于抽水蓄能面临选址受限和建设周期长等挑战，新型储能被寄予厚望。
“十四五”以来，国内针对新型储能发展的政策密集出台，新型储能实现了高速增长。截至2024年9月，全国新型储能累计装机5852万千瓦, 是2021年装机量的14倍，相当于三峡水电装机的2.6倍。但在装机规模激增的同时，一些新型储能出现了利用率偏低的问题。
新型储能可以配置在发电侧、电网侧和用户侧。根据配置环节的不同，新型储能的应用可主要分为三类：第一类是新能源配储，是指配置在电站内，服务于单一新能源项目的储能；第二类是独立储能，是指单独接入电网，提供平衡调节服务的储能，也称共享储能；第三类是工商业配储，是指配置在工业园区、微电网等场址内，服务于工商业用户的储能。截至2024年6月，这三种典型场景下的储能占比分别为41%，51%，1.5%。
三种应用场景中，尽管工商业配储的占比最低，但得益于峰谷分时电价等政策的引导，利用情况较好。2024上半年，工商业配储的日均运行小时数为13.82小时。新能源配储与独立储能是装机主体，占比合计92%，利用率却远低于工商业配储。2024年上半年，新能源配储与独立储能的日均运行小时数分别为3.74与4.09小。本文将重点分析这两种场景中新型储能利用率低的问题，并提出切实可行的优化建议。
新能源配储：
理想与现实的矛盾
新能源配储模式的发展主要由政策驱动。2021年以来，各省光伏风电开发等政策普遍以项目并网或优先调度为前置条件，要求新能源电站根据装机容量的10%-20%配置储能。到2024上半年，新能源配储累计投运装机规模达1450万，是2021年底的9倍。
理论上，在发电站内搭配储能，可在午间电网消纳困难时充电，在晚间用电紧张时放电，根据负荷需求优化新能源的出力曲线，可就地解决新能源出力与负荷需求不匹配的难题，缓解大电网的消纳与保供压力。
然而，现实中多种因素却制约着这一目标的实现。现行电力系统的价格机制、调用模式与新能源配储初衷的不适配，是导致新能源侧储能未能发挥其应有价值的主要原因。
一方面，在目前的市场环境下，我国大部分的新能源项目并未进入电力市场，而是由电网按优先发电、固定上网电价收购。电力在不同时段的价值与相应的激励不同，但无法通过市场向新能源业主传递，电站自然没有自主调用配套储能并根据供需优化自身出力曲线的意愿。
另一方面，配储的实际调用与政策要求仍有待衔接。例如在广东，根据《南方电网新型储能调用规则》要求，新能源电站应根据其出力的波动、自行安排储能充放电曲线，减少偏差考核；另外，规则还鼓励新能源与配储作为联合主体参与调度。然而，在实际的运行过程中，新能源配储仍以大电网直控调度为主。受限于电站内储能分散、容量小、调节范围有限的特性，电网调用次数低，导致储能的消纳与保供价值均未得到兑现。
独立储能：
机遇与不确定性并存
独立储能的发展同样得益于政策的推动，在新能源配储“建而不用”的问题暴露后，以山东、宁夏为代表的省份陆续鼓励发展共享储能，即新能源可以通过租赁独立储能电站容量的方式来完成配储的政策要求。
独立储能集中、容量大，能为电网提供更大范围的平衡服务。各地积极出台政策，激励独立储能发挥其灵活调节与保供的价值。例如在宁夏，独立储能可通过辅助服务市场提供调峰与顶峰服务；在山东，独立储能不仅可以获得容量补偿，还能通过自主调度的模式参与现货市场交易；在广东，独立储能可以参与调频、备用等辅助服务市场交易。随着政策向独立共享模式的倾斜，2023到2024年上半年，独立储能新增1611万千瓦，占累计总量的88%。
然而，在快速建设的背后，独立储能面临投资成本回收困难的问题。无论是容量租赁费，还是电力市场的收益，都存在较大的不确定性，导致市场中的大部分独立储能项目仍处于亏损状态。
目前，独立储能一半以上的收益仍来自容量租赁费，这部分费用由新能源企业承担。然而，近年来新能源企业承担辅助服务分摊费用的成本上升，政策驱动的租赁费用又进一步增添企业成本压力，企业的支付能力与意愿都较低，导致储能租赁市场出现价格偏低、租期不固定等问题。此外，随着未来新能源逐步进入市场，盈利的不确定性加剧，也会对储能收益前景产生负面影响。
独立储能在电力市场的收益也不稳定。目前各地电力市场仍处于发展初期，大部分省份现货市场尚未连续运行，辅助服务交易规模小、价格低、品种不齐全，容量补偿的市场化机制也尚未建立，使得储能在电力市场的获利能力受限。
综上所述，虽然独立储能的利用率相较新能源配储稍有提升，并拓宽了收益渠道，但由于电力市场机制仍不完善，其在经济上也还不具备可持续性，要实现商业化、规模化发展，仍面临挑战。
加快完善配套机制，
因地制宜发展新型储能
目前，新型储能利用率低的主要原因在于价格、调用、电力市场等配套机制尚不完善。要推动新型储能的高质量发展，除了在技术创新、装备制造上加大投入，还必须要加快完善配套机制，促进适应其发展的市场环境与商业模式尽早成熟。
此外，我国各省电力发展所处的阶段不同，发展新型储能要充分结合各省的资源禀赋、系统特点、市场建设情况等，以需求为导向，因地制宜地发展储能。
为助力新型储能的发展，笔者提出以下建议：
1. 解决新能源配储“建而不用”的问题
在新能源装机量大、现货市场正式运行等具备条件的省份，建议加快研究新能源联合储能一体化参与市场交易的机制。例如在山东、甘肃等省份可以先行先试，逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易的比例。政策可给予新能源配储全电量参与电力市场交易的电站适当鼓励，培育一批系统友好型新能源电站。
2. 优化独立储能的成本回收机制
加快完善电力市场的机制。加快建设现货市场，推动独立储能通过“现货+中长期”市场参与电能量交易。特别是在新能源渗透率高的地区，充分传导午间时段新能源的低价优势，合理拉大现货上下限价格。降低独立储能参与辅助服务市场的门槛，丰富辅助服务交易品种，研究市场各方对价格的承载力，确定合理的费用疏导机制。研究独立储能的容量补偿机制，可综合考虑储能的并网进度、建设成本、储能时长等因素，建立分等级的容量补偿标准。
3. 扩大独立储能的市场参与范围
在新能源消纳情况良好，可参与省间现货市场的省份，建议扩大独立储能参与市场的范围，实现资源在更大范围的优化配置。例如在宁夏，在新能源消纳情况良好时，可以推动本地的独立储能参与西北省间现货市场，白天消纳甘肃新能源的弃电，晚间再放电支撑陕西的用电高峰。政策应支持储能参与不同类型的市场，鼓励其在更大的市场范围去寻找价差，实现“一体多用，分时复用”。
4. 加强储能规划与其他灵活性资源的衔接
针对各类应用场景下的新增储能，建议加强规划间的衔接，并充分考虑新型储能与系统中其他灵活性资源的关系。例如广东的抽水蓄能资源丰富，系统中的气电资源也较为充裕，在近中期电网侧灵活性资源不紧缺的情况下，需要充分考虑新型储能的应用场景、开发时序，避免资源的错配，让新型储能“建有所用”，充分发挥其在新型电力系统中的消纳与保供价值。
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