本报记者 李元丽

近年来，随着新能源的大规模、高比例接入电网，其随机性和波动性给电力系统的安全稳定运行带来了很大的挑战。为应对这一挑战，新型储能走进了新能源市场。其以建设周期短、选址简单灵活、暂态调节能力强，为解决我国电力系统的稳定与平衡问题发挥了积极作用，不仅成为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，而且成为我国构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施。同时，我们也注意到，新型储能也存在电量搬运成本高、充放电过程损耗大、使用效率不高等问题。

围绕新型储能健康有序发展面临的问题与对策，长期从事新能源行业的全国政协委员，金风科技董事长武钢分享了自己的思考。

记者：2019年以来，我国各地陆续出现新能源强配储能政策，部分地区甚至要求配置比例达到20%-30%，时长达到3-4小时。眼下，一些地方政府以拉动投资促进创新为目标，继续推动风光电项目强制配备储能。您如何理解新型储能这种“火热”的现象？

武钢：首先政府积极推动储能规模化发展，是符合建立新型电网大方向的举措。当然，如果能与电网联合推动，可能效果和效率会更好。其一，因为储能配置多少、在电网哪个节点配置都涉及电力系统复杂的技术问题，涉及电网稳定性，需要科学模型的分析和计算，应先由电网提出具体区域储能规划方案；其二，储能是电量的搬运工，无论配还是租，当前电源侧储能成本全由新能源企业承担，这样既加重了已平价的新能源企业负担，又引发储能行业供不应求的恶性竞争，引发劣币驱逐良币现象，同时大量储能得不到电网的调度，造成社会资源浪费，也终将抬高全社会用电成本。

记者：在您看来，新型储能在缓解源网荷建设不匹配问题的优势在哪里，又存在哪些问题？

武钢：新型储能具有快速的双向调节能力，在解决电力系统频率调节等方面优势明显。目前在我国各大区域电网中，大型水电与火电机组是主要的调频电源。火电难以准确满足小幅度、高频率、分散的调频需求，而水电、抽水蓄能由于地理因素限制和枯水期容量保护，发展上限确定。新型电力系统建设需要快速灵活可调节资源。新型储能安装地点灵活，相对传统调频手段，其功率响应更加快速、精确、可实现双向调节。

同时，新型储能应用于负荷侧，可以更经济地解决新型电力系统发展过程中的双端不确定性。在构建新型电力系统的过程中，随着新能源比例和电力负荷规模增长，将呈现源荷双侧随机性和波动性特征。新型储能具备快速双向可调节能力，能缓解新能源或负荷侧波动。

最后，随着新能源渗透比提升，新能源发电和负荷的时空不匹配度也将进一步提升。新型储能建设灵活、布局方便，若建设规模适宜，可在新能源高发时段进行储电，负荷用电高峰时段进行放电，起到对绿色电力的时空搬移作用，加快“双碳”目标实现。

当前存在的问题，具体而言：一是新型储能政策上缺乏像抽水蓄能那样的容量电价，侵占了新能源企业的利益。新型储能作为灵活性调节资源，为源、网、荷多端提供服务，但缺乏合理价格疏导机制体现其贡献的价值，并未形成市场化运作体系。2019年以来，地方政府采用行政方式要求新能源强配储能，部分区域出现了30%×3小时、25%×4小时超高配比要求，将投资成本全部加载到新能源侧。由于对储能如何参与调度缺乏明确核定，导致强配储能多处于闲置状态；二是储能无序发展引发了储能业界不良竞争，引发了上游锂原材料价格的增长，储能降本速度不及预期。在新能源强配储能无明确价格疏导机制情况下，新能源配置储能趋于低价中标原则，导致储能市场出现明显鱼龙混杂、以次充好现象。储能质量堪忧，存在大量安全隐患。在给新能源行业带来极大经营压力同时，也不利于储能行业健康发展，将最终导致新能源与储能产业发展双双进入恶性循环；三是新型储能技术循环寿命有限，单千瓦时度电成本较高，大规模配置将抬高全社会用电成本。新型储能并不产生电力，只是电力的搬移者。在当前技术水平下，以磷酸铁锂储能为代表的新型储能，充放电次数约6000-8000次，寿命约10到15年，全寿命周期电力搬移成本达到0.7元/kWh，远高于新能源电力生产成本和部分负荷的用电成本，大规模配置后将形成价格倒挂，抬高全社会用电成本。

记者：新型储能的发展对推动“双碳”目标实现和促进新型电力系统建设均具有积极影响。我们如何推动其良性发展？您有何思考与建议。

武钢：储能产业健康有序发展必须与电力系统建设、安全运营结合起来，才是对社会总体发展最有利的方式。电网企业掌握最为全面电力系统数据，对于其辖区内灵活性资源需求最为清晰。建议由电网牵头，将新型储能发展纳入电网规划中，摸清电力系统对新型储能需求底数，以需求为导向，合理确定新型储能应用位置、配置规模、调度次数和时长，并根据需求变化进行3-5年周期的滚动修编，定期由政府进行公开发布和招标，改变当前过度配置、重复投资、一刀切确定储能容量的乱象。此外，针对已足额配置储能的新能源场站，电网公司应对储能进行统筹优化调度，同时本着不重复计费的原则，对这些场站给予相应的考核、辅助服务分摊等费用的免除。同时建议改变当前将储能成本单方面强加至新能源侧的现状，完善新型储能价格疏导机制，由源、网、荷多端共同承担储能发展成本。

新型储能仅是灵活性资源的一个种类，其他灵活性资源还包括源侧（煤电、气电、可调节水电）、电网侧（灵活输电、互联互济）及用户侧（需求侧响应、电动汽车）等多种方式，其潜力在当前远未被充分挖掘。抽水蓄能、火电深度调峰、需求侧响应的灵活性调节成本远低于新型储能。未来，需扩大灵活性资源使用范畴，充分调动各类手段鼓励促进以上资源的建设和发展，发挥新型储能与其他灵活性资源的互补作用，降低新型电力系统建设过程中灵活性资源的总体使用成本。

值得一提的是，新能源强配储能政策已历时3年时间，各地配置的新型储能多处于闲置状态，已经造成了大量的社会资源浪费。建议政府对各地已配置储能能源场站实地调研，摸清当前储能实际运行情况，建立电网参与的新市场机制，更好地对新型储能发展提出指导和建议。同时，由电网以调度需求为导向，将新型储能纳入电网总体规划中，合理确定新型储能应用位置和配置规模。构建储能容量市场，对能够提供抽水蓄能同等服务质量的新型储能给予同等条件的容量电价补偿。