《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》亮点在于多次提及新型储能，并将储能的作用与电网调峰、智能化调度并列，体现了对储能系统作用的全面认识和重视，也标志着储能将在推动电力系统转型发展中发挥更核心的作用。
国家发改委、国家能源局近日联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》(以下简称《指导意见》)，其中明确，到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平。
电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。业内普遍认为，《指导意见》将加速我国电力系统调节能力提档升级。
电网调峰和调度能力持续升级
国家发改委相关负责人表示，随着风光等新能源装机规模持续扩大，新能源出力波动性日益增强，对电力系统调节能力提出更高要求。目前，电力系统调节能力尚难以完全适应新能源发展需要，导致电力运行高峰时段顶峰能力不足与低谷时段消纳问题并存，成为影响电力供需平衡、制约新能源高效利用的突出问题。
针对调峰能力建设，《指导意见》强调，着力提升支撑性电源调峰能力，统筹提升可再生能源调峰能力，大力提升电网优化配置可再生能源能力，挖掘需求侧资源调峰潜力。
“在大规模新能源建设以及电动汽车等新型电力负荷大规模发展后，电网调峰主要面临三方面问题：一是调峰灵活性资源是否充足，二是市场及调度机制能否充分发挥灵活性资源的调峰效果，三是调峰的成本全社会能否承担。”能源研究人士吴俊宏表示，上述问题相互关联，更完善的市场及调度机制能挖掘并激励更多更经济的灵活性资源参与调峰，从而降低调峰成本。“相反，如果市场及调度机制不合理，即便花钱建设大量调峰设施，也会因调度不充分造成巨大浪费。”
“目前，虽然已出现用户侧储能、负荷聚集商、微电网、源网荷储一体化等新型业态，但调度并不充足，不能完全发挥作用。”吴俊宏认为，《指导意见》将更充分调动各类主体建设调节能力的积极性，挖掘需求侧资源调峰潜力，对于增加系统调峰资源且以更经济的方式解决电网调峰问题大有帮助。
鹏辉能源总裁甄少强则强调了智能化调度的重要性。“《指导意见》指出推进新型电力调度支持系统建设，就要推动‘云大物移智链边’、5G等先进数字信息技术在电力系统各环节广泛应用，相关企业正着力于研发相关技术。”
“比如，去年我们和云天励飞合作的深圳巴士案例，通过算法模型实现用电负荷动态能源调度并具备了分布式需求响应能力，形成虚拟电厂示范价值，打造深圳公交新能源智能体。未来，通过接入深圳虚拟电厂服务平台，还可以感知城市电力供应的需求，在确保本地负荷稳定的同时，及时有效地响应电网的调峰需求。在《意见》引领下，我们希望持续发挥作用，助力配电网资源配置能力和新能源就地消纳水平的提升。”甄少强说。
储能将发挥核心支撑作用
《指导意见》亮点在于多次提及新型储能，并将储能的作用与电网调峰、智能化调度并列，体现了对储能系统作用的全面认识和重视，也标志着储能将在推动电力系统转型发展中发挥更核心的作用。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
天合光能董事长高纪凡指出，新型储能可以很大程度上解决新能源时空错配问题。“由于太阳能、风能等可再生能源具有随机性和不稳定性，储能在解决能源供给与需求时间不匹配问题上尤为重要，将破局电网消纳压力和可再生能源装机瓶颈。”
天合储能战略负责人谢锋补充说：“与传统的蓄水储能相比，新型储能电站体量可大可小，环境适应性强，可灵活部署在电源、电网和用户侧等各类应用场景。此外，在原材料价格下降带动下，目前电芯及系统价格在下降，新型储能经济性正不断提升。未来，‘可再生能源+储能’双轮驱动市场前景空间巨大，将在提高电力系统灵活性方面发挥明显作用。”
甄少强也强调了新型储能适应各种复杂环境、绿色环保、性能稳定、寿命长等特征。“随着储能成本持续下降，新型储能将在新型电力系统建设中占据有利位置。”
推动技术多元化协调发展
产业发展离不开技术支撑，《指导意见》提出，推动新型储能技术多元化协调发展，探索推动储电、储热、储冷、储氢等多类型新型储能技术协调发展和优化配置，满足能源系统多场景应用需求。优化电力输、配环节新型储能发展规模和布局，强调围绕高安全、大容量、低成本、长寿命等要求，开展关键核心技术装备集成创新和攻关，着力攻克长时储能技术，解决新能源大规模并网带来的日以上时间尺度的系统调节需求。
中国能建数科集团党委书记、董事长万明忠指出，新型电力系统迫切呼唤大规模长时储能已成为行业共识，开启了新型长时储能科技创新的新一轮“窗口期”。新型长时压气蓄能是大规模长时物理储能技术，可与抽水蓄能对标，在规模、寿命、成本、效率上相当，且具有建设周期短、选址灵活、全绿色、高安全等明显优势。其储能形式还包含压缩二氧化碳储能、储氢、储天然气等，创新预期价值高，可为新型电力系统提供多时间尺度、全过程的平衡能力、支撑能力和调控能力。
在“双碳”背景下，新型储能技术不断迎来新突破。中国能建在压气蓄能行业率先打造“300MW级压气蓄能系统解决方案”，并牵头成立中国新型储能产业创新联盟，打通了天然盐穴和人工硐室等关键技术。
“我们围绕沙戈荒、海上风电、风光储等大型新能源基地，广泛布局了一大批压气蓄能项目，正在开发和建设的项目50余个。其中，即将投产的300MW级湖北应城、加速建设的甘肃酒泉示范工程，入选国家新型储能试点示范项目。”万明忠介绍，下一步，中国能建在示范工程带动下，将加强关键核心技术联合攻关，继续推动压气蓄能向更大容量、更高效率、更长时方向进行技术革新和工程化落地，逐步形成储能产业集群，带动关联产业升级，促进新质生产力发展。
谢锋表示，技术革新将促进产业升级、成本下降，示范项目落地将带动新型储能技术进步和市场拓展，有效支撑新型储能产业的可持续发展。“我们希望参与到储能技术发展进程中，以全栈技术锻造新质生产力，并加强关键核心技术突破与创新，以优质产能降低产业链制造与储能系统初始投资成本，推动全生命周期度电成本降低，真正实现光储平价。”
完善调节资源市场化获益方式
《指导意见》明确，强化市场机制和政策支持保障，推动各类调节资源参与电力市场。明确源网荷各侧调节资源和风光储联合单元、负荷聚合商、虚拟电厂等主体的独立市场地位。加快电力现货市场建设，支持调节资源通过市场化方式获取收益。
刘勇直言，在现行电力市场和输配电价机制下，新型储能仅能参与能量市场和辅助服务市场获益，其高效消纳新能源发电、延缓输配电投资、提高系统安全稳定、为电网提供灵活控制资源的潜在价值未得到相应回报，不利于储能在电力系统中的大规模推广应用，建议尽快完善企业市场化获益方式。
万明忠指出，在推动压气蓄能工程化实践的过程中仍然存在电价机制、盈利模式、各类标准等不明确的问题，建议建立多元化新型储能成本疏导机制和盈利途径。“市场机制方面，明确新型储能市场主体地位，平等参与电力市场各环节竞争，健全电力辅助服务市场机制。价格机制方面，建议参照抽水蓄能和火电，给予合理的容量电价;量化电力辅助服务的成本回报机制等。调度运行方面，考虑全社会成本效益优化，制定合理、公平的调用规则，可考虑对全网调节性资源统一调度。此外，应鼓励企业在条件成熟时先行先试，加快推动新型储能产业形成稳定合理的收益空间。”
谢锋提出，储能市场交易机制和商业模式有待完善，希望首先可以完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能与电力系统各环节深度融合发展。其次，加快推动商业模式和体制机制创新，同时强化标准的规范引领作用。
甄少强表示，储能产业发展形势受政策影响很大，一定程度上也影响企业的长期战略制定和决策，政策的长期性、稳定性和可持续性至关重要。“储能产业进入市场化赛道是必然趋势，可以调动各类调节资源参与电力市场，也能促进储能盈利空间的扩展，同时助力建立健全价格机制，完善储能行业管理体系。总体来说，只有摸索出可持续的商业模式，储能的万亿级赛道才能成为现实。”
文丨中国能源报 记者 苏南 董梓童
