新型儲能是建設新型電力系統、推動能源綠色低碳轉型的重要技術和基礎裝備，也是實現“雙碳”目標的重要支撐。今年1月和5月，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，對推動新型儲能規模化、產業化、市場化發展作出重要部署。本期邀請專家圍繞新型儲能發展進行研討。
 

 

主持人：什么是新型儲能？我國新型儲能發展現狀如何？

劉亞芳（國家能源局科技司副司長）：黨的二十大報告明確提出，要加快發展方式綠色轉型，積極穩妥推進碳達峰碳中和，深入推進能源革命，加快規劃建設新型能源體系。為貫徹落實黨的二十大精神，加快發展可再生能源，特別是風電、太陽能發電，優化我國能源結構，降低化石能源消費比重，發展儲能技術成為我們需要持續發力的一個重要任務。

儲能技術能夠實現能量的時空轉移和轉化。儲能技術總體可以分為物理儲能和化學儲能兩大類。物理儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能、重力儲能、相變儲能等；化學儲能主要包括鋰離子電池、礬液流電池、鐵鉻液流電池、鈉離子電池以及氫（氨）儲能等。新型儲能是指除抽水蓄能外，以輸出電力為主要形式的儲能。與抽水蓄能相比，新型儲能選址靈活、建設周期短、響應快速靈活、功能特性多樣，正日益廣泛地嵌入電力系統源、網、荷各個環節，深刻地改變著傳統電力系統的運行特性，成為電力系統安全穩定、經濟運行不可或缺的配套設施，未來還將徹底顛覆能源電力系統的發展結構和電力運營格局。

新型儲能可以改變電力系統即發即用的傳統運營方式，提高系統靈活性調節能力，不僅是助力風能、太陽能等間歇性、波動性、隨機性可再生能源開發消納，實現碳達峰碳中和目標的關鍵支撐，還是構建新型電力系統、建設新型能源體系、促進能源轉型和高質量發展的重要技術和基礎裝備。新型儲能技術發展還將催生能源新產業、新業態，已經成為世界各國搶占能源戰略和裝備制造業新高地的重要領域。據不完全統計，截至2021年年底，全球已投運儲能約2億千瓦，同比增長9%，其中新型儲能累計裝機約2500萬千瓦，同比增長約68%，在全部儲能裝機中的占比從8%提高到12%。從地域來看，美國新型儲能累計裝機達650萬千瓦，總規模居全球首位，并已建成多個40萬千瓦以上規模大型項目。

我國高度重視新型儲能技術產業發展。根據各省上報數據，截至2021年年底，全國已投運新型儲能項目累計裝機規模超過400萬千瓦。預計到2022年年底，全國新型儲能裝機規模可能超過600萬千瓦。按照黨中央決策部署，近年來，國家能源局會同相關部門接連出臺了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》《新型儲能項目管理規范（暫行）》《關于加強儲能標準化工作的實施方案》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等一系列政策文件，健全頂層設計，開展創新示范，強化統籌評估，因地制宜配建，鼓勵科學高效調用，大力加強行業管理，推動新型儲能裝機規模連年大幅攀升，并呈現出技術多元化發展、性能指標快速進步、建設成本持續下降、應用場景豐富多元等特點。

當前各類新型儲能技術性能指標不斷提高，安全防控技術和措施逐步完善。儲能用鋰離子電池能量密度較十年前提高了一倍以上，已形成較完備的產業鏈；全釩液流電池的隔膜、電解液等關鍵材料已經實現國產化；壓縮空氣儲能技術發展迅速，在張北、金壇等地建設的大規模壓縮空氣儲能示范項目今年已陸續并網運行；飛輪儲能技術突破了大容量飛輪及高速電機關鍵技術，完成了樣機方案設計及關鍵部件研制；鈉離子電池作為下一代儲能技術，具有成本低、原材料豐富的特點。目前各類新型儲能技術創新和工程示范十分活躍。



“十四五”期間，我國將持續堅持創新引領、多元發展，強調市場主導、安全高效，鼓勵創新示范、先行先試，積極推動新型儲能技術創新。同時，結合新型電力系統的實際需求，以提高終端用戶用電可靠性、提升電力系統穩定性和技術經濟性為導向，因地制宜，循序漸進，尊重市場主體，推進新型儲能高效應用和高質量發展。預計到2025年年末，新型儲能在電力系統中的裝機規模將達到3000萬千瓦以上，年均增長50%以上，有效支撐清潔低碳、安全高效的能源體系建設。
 

主持人：我國新型儲能參與電力市場和調度運用情況如何？怎樣進一步推進新型儲能規范高效參與電力市場？

裴哲義（國家電力調度控制中心原副總工程師、教授級高級工程師）：截至2021年年底，國家電網公司經營區在運電化學儲能電站223萬千瓦/494萬千瓦時。目前，共有20個省份建有儲能項目，分布在華北、華東和西北地區，投運容量10萬千瓦以上的省份有：山東（54.4萬千瓦/108.8萬千瓦時）、江蘇（37.1萬千瓦/154萬千瓦時）、青海（36萬千瓦/50萬千瓦時）、安徽（19.8萬千瓦/20.2萬千瓦時）、湖南（13萬千瓦/26萬千瓦時）、河南（12萬千瓦/16萬千瓦時）。

國家電網公司已建立覆蓋儲能調度各流程的管理體系，在儲能的并網管理、運行管理、調度技術等方面開展了大量工作，為儲能高效運行奠定了良好基礎。

在并網管理方面，完善并網技術標準，出臺《電化學儲能系統接入電力系統技術規定》，明確儲能電站額定功率和能量、一次調頻、高低電壓穿越等技術要求，提升了儲能可靠利用水平；提升并網檢測能力，組織建成了針對儲能設備及并網過程的試驗檢測平臺，并取得相關國家資質，具備了覆蓋從電池儲能核心部件到儲能系統的全鏈條檢測認證能力，促進了并網技術快速進步。

在調度運行方面，做好合規調度，按照《電化學儲能電站并網調度協議示范文本（試行）》組織做好并網調度協議簽訂工作；完善儲能調度管理制度，制定《電化學儲能調度運行管理規定》，明確并網、運行、檢修等要求；推動儲能電站納入“兩個細則”考核，獎優罰劣，促進儲能電站運行水平提升。

在調度技術支持系統方面，國家電網公司已試點開展了儲能的省市縣三級協調控制，統籌實現各級電網對儲能的差異性調用需求。省調控制儲能滿足全省調峰和供電需求，市調、縣調調用所轄儲能滿足區域潮流控制、防止設備過載的需求。此外，已建設儲能調度技術支持系統，實現了三級調度運行控制信息共享，并制定協同控制策略。

儲能參與市場應用場景及商業模式初步形成。目前，國家電網公司經營區域內電力交易平臺獨立注冊的儲能主體有22家，總容量94萬千瓦，主要參與省內現貨市場、輔助服務市場。在現貨市場方面，獨立儲能通過“報量報價”的方式參與，在日前市場出清形成充放電計劃，日內按日前計劃運行，按節點電價進行結算，獲得現貨峰谷價差收益。

在輔助服務市場方面，與現貨市場類似，在沒有現貨市場的區域，調度機構發布次日96點調峰市場需求曲線、交易電量約束等，獨立儲能在系統中申報次日96點調峰量價曲線。調度機構以每15分鐘為一個電量出清時段，按照獨立儲能調峰申報的補償價格由低到高進行市場出清，直至滿足電力調峰市場需求或獨立儲能申報資源已全部調用。次日，獨立儲能按日前市場出清結果執行。參與電力系統調頻，按照調度機構的指令參加系統調頻輔助服務。目前已有10余個省份出臺儲能參與輔助服務市場規則。

當前，儲能電站市場運行機制尚未完善，難以有效激勵市場主體參與，進而影響儲能利用水平。

首先，從目前的運行情況看，儲能電站故障率偏高，影響儲能調度運行。多數地方暫未出臺針對儲能的運行管理辦法，相關運行考核、獎勵機制尚不完善。在已出臺的管理辦法中，對儲能的考核和獎勵力度偏弱，且不與其配套新能源電站考核電量掛鉤，難以有效督促儲能電站加強自身運行管理。據有關部門統計，2022年1月份至8月份，全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。電化學儲能的安全標準、管理規范有待進一步提升。

其次，各地參照國家出臺的儲能政策，根據自身電網特點和儲能發展需要，制定了不同的市場主體準入條件和注冊規則，但缺乏統一標準，需進一步規范和完善，保障儲能高效參與市場運行。

最后，各省尚未形成統一、規范的儲能參與電力市場模式，對儲能市場主體能夠參與的市場模式、交易規則要求存在明顯差異。大多數省份容量補償機制仍在研究制定中，缺乏統一、平等、穩定的儲能容量回收機制。

因此，可從以下幾個方面著力。一是加強儲能并網運行管理。推動建立儲能電站運行效果評估與考核機制，將儲能電站納入“兩個細則”考核范圍，新能源配建儲能與新能源電站一起參與考核，提升儲能電站安全可靠運行水平。加快儲能接入電網和調度運行等標準制定修訂，加強并網檢測管理，并盡快建立和完善儲能電站消防驗收及備案機制。建立“統一調度、共享使用”的協調運行機制，優化儲能電站并網運行控制策略，提高儲能利用效率。

二是細化和統一儲能市場準入條件。落實國家《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》要求，建立規范便捷的注冊流程，明確細化儲能的市場定位、準入條件、注冊程序和注冊信息。推動新能源配建儲能轉為獨立儲能或與新能源場站作為聯合體參與電力市場，提升儲能參與電力市場的靈活性和盈利水平。

三是完善市場機制和品種。指導各省根據實際需要，組織儲能參與中長期市場、現貨市場、輔助服務市場交易，拓展現有交易品種細分類別。按照公平對待、同網同質同價的原則，逐步向儲能開放相應交易品種，允許儲能企業靈活選擇參與不同市場，科學引導儲能項目建設和運營。在電力現貨市場運行地區，可允許新型儲能靈活選擇一充一放、兩充兩放甚至多充多放運行模式，賦予儲能企業更多靈活自主決策的權利。結合儲能運營需要，允許新型儲能與發電企業或電力用戶簽訂帶曲線的分時段中長期合同，引導其豐富經營策略。積極鼓勵儲能參與調頻等輔助服務市場，探索建立動態價格機制，充分激勵儲能的快速響應性能。
 

主持人：新型儲能應用前景如何？重點區域新型儲能試點示范有哪些實踐經驗，取得了怎樣的成效？

戴劍鋒（電力規劃設計總院副總工程師）：新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備，也是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐。新型儲能應用場景多樣，能夠與電力系統源、網、荷等各環節融合發展，在電源側可與新能源、常規電源協同優化運行，在電網側可提升電力安全保障水平和系統綜合效率，在用戶側可靈活多樣應用。

電源側應用場景。一是系統友好型新能源電站。在新能源資源富集地區及其他新能源高滲透率地區，通過新能源與新型儲能的合理配置，布局建設系統友好型新能源電站。二是支撐高比例可再生能源基地外送。依托存量和新增跨省跨區輸電通道，配合沙漠、戈壁、荒漠等地區大型風電光伏基地，以及大規模海上風電基地開發，通過“風光水火儲一體化”多能互補模式，促進大規模新能源跨省份外送消納。三是提升常規電源調節能力。通過煤電合理配置新型儲能，利用抽汽蓄能等技術，提升運行特性和整體效益。

電網側應用場景。一是提高電網安全穩定運行水平。在關鍵電網節點合理布局新型儲能，作為提升系統抵御突發事件和故障后恢復能力的重要措施。二是增強電網薄弱區域供電保障能力。在供電能力不足的偏遠地區合理布局新型儲能，提高供電保障能力。三是延緩和替代輸變電設施投資。在輸電走廊資源和變電站站址資源緊張的地區建設電網側新型儲能，延緩或替代輸變電設施升級改造，降低電網基礎設施綜合建設成本。四是提升系統應急保障能力。圍繞重要電力用戶建設一批移動式或固定式新型儲能作為應急備用電源，提高系統應急供電保障水平。

用戶側應用場景。一是分布式供能系統。依托分布式新能源、微電網、增量配網等配置新型儲能，支撐分布式供能系統建設。二是提供定制化用能服務。針對用電量大且對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶配置新型儲能，支撐高品質用電。三是提升用戶靈活調節能力。通過用戶側儲能，以及充換電設施、智慧用電設施等，提升用戶靈活調節能力和智能高效用電水平。

新型儲能在不同應用場景下具有不同的商業模式，包括通過新能源成本疏導、參與電力現貨市場、參與輔助服務、容量租賃、峰谷價差套利等，獲取單一或多重收益。此外，正在研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

電源側新型儲能商業模式。一是作為新能源發電項目配置新型儲能，通過降低棄風棄光電量增加電費收入、減少“兩個細則”考核支出，以及支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場等獲取收益。二是常規火電配置新型儲能，提高電廠調頻響應能力，通過參與調頻輔助服務獲取收益，目前廣東、山西等地有多座火電站配置新型儲能參與調頻市場。

電網側新型儲能商業模式。一是由電網公司租賃或通過輸配電價疏導，在2019年前建設的電網側儲能成本可納入輸配電價回收。二是采用共享儲能模式，主要通過向新能源場站收取容量租賃費用，同時參與電力市場。例如山東慶云儲能電站，除與省內新能源企業簽訂容量租賃合同外，還參與電力現貨市場，通過現貨市場中的價差和容量補償獲取收益。三是獨立儲能通過參與電力現貨市場、輔助服務市場等獲取多重收益。例如福建晉江儲能電站，可自主選擇參與調峰輔助服務交易或者調頻輔助服務市場交易。

用戶側新型儲能商業模式，主要是參與電力現貨市場或利用峰谷價差套利，大多集中在微電網、工業園區和大型商業綜合體等場景。

截至2022年10月底，全國已有多個省（區、市）開展省級新型儲能示范工作。其中，2021年發布的省級新型儲能示范項目中，山東省開展的示范項目均已投產。山東省連續兩年開展了新型儲能示范項目遴選工作，示范項目共計36個，總規模361.5萬千瓦。2021年6月，山東省發布了2021年新型儲能示范項目，確定了“5+2”新型儲能示范項目，其中調峰類項目5個，調頻類項目2個，新型儲能總容量52萬千瓦/104.1萬千瓦時，均于2021年年底投產運行。山東省探索了基于電力現貨市場的共享儲能商業模式，結合示范項目運行情況研究制定并適時調整了相關支持政策，逐步推動形成可復制、易推廣的商業模式。

2021年山東省出臺《關于開展儲能示范應用的實施意見》，給出了適用電力中長期市場的“平進平出”、儲能優先、多勞多得等“政策包”。今年以來，結合電力現貨市場啟動運行情況，山東省對新型儲能示范項目支持政策進行了調整。2022年8月份，山東省發布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，提出新型儲能示范項目要依托現貨市場，推動市場化發展，示范項目作為獨立儲能可參與電力現貨市場，獲得電能量收益；對參與電力現貨市場的示范項目給予容量補償，補償費用暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。

山東省通過開展示范應用，有力促進了先進儲能技術應用和新型電力系統建設，為能源行業綠色低碳轉型提供了重要支撐。2022年上半年，5個獨立儲能示范項目投運后已累計減少棄風棄光電量11156萬千瓦時，可滿足21萬戶居民1個月的用電需求，相當于減少標準煤消費3.47萬噸，減少二氧化碳排放10.66萬噸、二氧化硫排放0.37萬噸。同時，可推動新增新能源310萬千瓦，占每年總規模的31%。兩個調頻項目投運后，相關機組響應速度提升50%、調節精度提升30%，綜合性能指標超過全省所有在役機組；參與電力輔助服務的頻次增加25%，每年可增收約600萬元，為促進煤電機組加快靈活性改造和提升盈利能力探索了新途徑。