新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場——

新型儲能加速“充電”

用電低谷時，通過電網“充電”并儲存，待到用電高峰再釋放所儲電能，以保障電力系統穩定——這種原理類似“充電寶”的儲能電站，近年來在全國廣泛應用，為穩定電力供應起到了重要支撐。

日前，國家發展改革委、國家能源局印發《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》(以下簡稱《通知》)，明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，并對其市場機制、價格機制和運行機制等作出部署。業內人士分析，此舉將有力推動新型儲能產業發展，進而為中國構建新型電力系統提供有力支持。

什么是新型儲能?

——除抽水蓄能以外的新型儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣等

你見過不燒煤、不燒天然氣而是讓空氣“一顯身手”的電站嗎?

5月26日，江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能項目正式投運。負責該項目建設和運維的中國華能集團江蘇公司董事長曹慶偉向本報記者介紹，作為世界上首個非補燃壓縮空氣儲能電站，該電站不燒煤或天然氣，而是通過壓縮空氣推動透平發電機組旋轉發電。用電低谷時，利用電能將空氣壓縮到鹽穴中，用電高峰再釋放空氣發電。項目投產后，可為地方電網提供6萬千瓦調峰能力，一個儲能周期可存儲電量30萬千瓦時，每年增加調峰電量約1億千瓦時，實現電力供需“削峰填谷”。

壓縮空氣儲能是一種新型儲能技術，作用可通俗理解為“充電寶”。由于電力即發即用，往往需要根據尖峰負荷用電需求來增加電力投資，不僅成本高昂，還容易出現供電富余。利用儲能技術在用電低谷時將電力儲存起來，等到用電高峰再釋放，能有效避免電力系統“忙閑不均”，保障電力供應穩定性。

“新型儲能是相對傳統儲能而言的。”華北電力大學能源互聯網研究中心主任曾鳴向本報記者介紹，傳統儲能的主要代表是抽水蓄能電站，新型儲能則指除抽水蓄能以外的新型儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣、機械儲能等。

“近年來，以抽水蓄能電站為代表的傳統儲能發展迅速，技術相對成熟，應用也較為廣泛。”曾鳴說，在此基礎上推動新型儲能發展，與其響應快、功能廣、配置靈活、建設周期短等特點密切相關。從選址布局看，新型儲能可布局的空間更多，環境適應性更強，在發電側、電網側、用戶側均可部署，可以大規模或分布式布局。從功能看，新型儲能可發揮調峰、調頻等作用，也可作為電源備用，起到平滑風力發電、光伏發電波動性的作用。

近年來，中國加快推進可再生能源開發利用，綠色低碳理念深入人心。不過，風力、光伏具有“看天吃飯”的特性，當“極熱無風”“極寒無光”，就容易導致電力供應出現波動。“要維持頻率和電壓的穩定，就要系統調度儲能資源來平滑新能源發電的波動性。”曾鳴說，這其中包括電力系統的統一調度和分布式新型儲能自身范圍內的優化調度，近年來出現的虛擬電廠等新業態也能通過調度儲能資源來保障電力穩定。

明確市場主體身份

——新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場;獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加

伴隨可再生能源加速發展，國內新型儲能項目建設明顯提速。截至2021年底，全國新型儲能累計裝機已超400萬千瓦，“新能源+儲能”、常規火電配置儲能、智能微電網等應用場景不斷涌現，商業模式逐步拓展，對能源轉型的支撐作用初步顯現。

不過，由于此前新型儲能在電力市場中的身份定位、投資回報機制等不夠清晰，一定程度上影響了市場主體投資建設的積極性。“以往相關市場規則主要明確儲能參與調峰調頻輔助服務市場，但對于儲能參與中長期交易、現貨交易等市場的規則設計，特別是準入標準和注冊、交易、結算規則仍待細化完善。”國網能源研究院新能源與統計研究所副所長黃碧斌告訴本報記者。

從發電側看，目前國內新型儲能大多與新能源或火電等發電機組聯合運行，利用儲能的調節功能改善火電調頻性能，獲得調頻輔助服務補償，相關收益不高。獨立儲能方面，在充放電價格機制未明確的情況下，如果參照傳統的電力用戶和發電機組價格機制執行，電站在使用電網供應的電力充電時，作為電力用戶需支付上網電價、輸配電價、政府性基金及附加和相關稅費;但向電網放電時，獨立儲能相當于發電機組，只獲得電價和輔助服務等收益。當電網將獨立儲能所釋放的電量售予終端用戶，買家仍需支付輸配電價、政府性基金及附加。

為了更好地推動新型儲能產業發展，此次印發的《通知》提出，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。同時，加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

“鼓勵簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，細化了獨立儲能參與電力市場的盈利方式;明確充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加等，解決了原先充電電量價格機制不明確的問題，有利于推動獨立儲能發展并以市場方式獲利。”黃碧斌說。

以建有獨立儲能電站的山東省為例，根據國網山東省電力公司今年3月發布的代購電價，220kV及以上的電力用戶，電度輸配電價為0.1169元/千瓦時，政府性基金及附加約0.027元/千瓦時。業內人士表示，新政策執行后，參與山東現貨市場的獨立儲能將直接受益，度電收益有望增加0.1元～0.2元/千瓦時。

促進大型“充電寶”加快發展

——發電側、用戶側、電網側新型儲能均可參與市場交易;加快技術支持，推動新型儲能實現高質量發展

5月27日，國家能源集團寧夏電力靈武公司飛輪儲能項目土建工程全部完工，成為國內首個全容量“飛輪儲能—火電聯合調頻”工程，也是全球飛輪儲能單體功率最大、總儲能最多的工程項目。“該項目最大的特點是全磁懸浮，能耗小、響應快，可實現壽命周期設計為25年，在這個壽命周期內可實現1000萬次以上儲放電，充電和放電之間的轉換可達毫秒級，能有效適應電網快速調頻的需求。”國家能源集團寧夏電力靈武公司副總經理刁士軍告訴記者。

目前，配建式新型儲能主要用于調節發電不穩定。《通知》提出，以配建形式存在的新型儲能項目，鼓勵與所配建的其他類型電源聯合并視為一個整體，按照現有相關規則參與電力市場。同時，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，保障新能源高效消納利用。

“鼓勵新能源配建與所屬電源聯合參與電力市場，有利于新型儲能在配合新能源完成出力偏差考核、減少棄電等基礎上，更好地執行中長期分時段帶曲線交易，提高現貨市場新能源履約能力，同時為電力系統調節提供更多支持，這將進一步推動新能源側新型儲能技術的發展。”黃碧斌說。

除了發電側，《通知》還對用戶側和電網側新型儲能市場化建設提出要求，明確進一步支持用戶側儲能發展，“適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發展創造空間”“鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格，引導用戶側主動配置新型儲能，增加用戶側儲能獲取收益渠道”。同時，要求建立電網側儲能價格機制。

黃碧斌告訴記者，以近年來發展較快的鋰離子電池儲能為例，目前其系統建設成本約1500元～2000元/千瓦時，但全壽命周期度電成本仍為抽水蓄能的2—3倍。“《通知》的出臺將為鋰離子電池儲能等新型儲能參與各類電力市場、獲取合理收益創造條件。”

新型儲能產業的壯大同樣離不開技術創新。黃碧斌認為，目前中國的新型儲能技術取得長足進步，但效率、容量、壽命等核心指標仍有待突破，特別是在極端天氣條件下新能源出力時間受限時，缺乏大容量、長周期的新型儲能技術用于系統調節。他建議，未來應以滿足供電保障和電網安全穩定運行為目標，通過深化產學研用協同創新、開展示范應用等措施，重點推動大容量、長周期、低成本、高安全的新型儲能核心技術裝備研發和系統集成，助推新型儲能行業實現高質量發展。