eo专访｜华北电力大学郑华：新型储能要找到真正匹配的应用场景

eo记者 陈仪方

编辑 姜黎

审核 冯洁

随着越来越多的企业、资本涌入新型储能赛道，产能过剩、行业洗牌趋势初现。根据中国电力企业联合会近期发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》，2023年上半年，中国新型储能新增投运电化学储能规模已超过此前历年累计装机规模总和。这样的增长势头是否还能延续？新型储能的商业价值如何才能在电力系统中实现？

《南方能源观察》（以下简称“eo”）就新型储能发展专访了华北电力大学电气与电子工程学院副教授、中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长郑华。郑华认为，随着新能源在电力系统中装机占比不断提高，新型储能将成为重要的调节资源。但短期来看，目前电力系统对于新型储能的需求还不高。新型储能想要取得更理想的回报，有赖于电力市场机制的不断完善与丰富，同时各类新型储能技术也要从实际出发，找到与自身技术特点真正匹配的应用场景。

eo：如何看待电力系统对新型储能的需求？

郑华： 不同的地区电源结构不一样，负荷特性不同，这会造成各地电力系统对于不同时间尺度的灵活性资源的需求差异非常大。新型储能也属于灵活性资源中的一种。一个省需不需要新型储能，取决于这个地方存量和规划的其他灵活性资源够不够。例如，东北区域有较高的深调需求，因此从2016年开始推动调峰辅助服务市场改革，是我国最早开展调峰辅助服务的地区；目前，其深调市场已经比较完善，火电机组灵活性改造收益可观。而有的中东部省份未来抽水蓄能电站装机规模非常充足，相应地，源侧和网侧的新型储能需求就不高。当然，地方政府仍然会从支持产业发展的角度来促进新型储能发展。

从时间尺度上来看，这些调节需求又可以分为惯量、一次调频、二次调频、备用、深调、顶峰等多个品种，每一品种都有各自的技术经济等特性差异，其需求也存在较大差异。例如惯量，目前各地普遍缺乏现实需求， 写入 辅助服务相关的市场规则中主要是考虑未来电力系统的需要。

从短期看，电力系统对新型储能的需求没有外界期望的那么高。但从长远看，电力行业需要一个强大的、具有自主能力的新型储能产业持续支撑和保障。但是新型储能产业及其生态的发展是不能一蹴而就的，需要长期持续稳定的政策与市场环境加持。 尽管新型储能目前成本偏高，安全问题还没有完全解决，但不能只看眼前的五年，要看未来十年甚至五十年。未来化石能源在系统中占比还会继续降低，我们需 要有替代的调节资源及其相关技术的储备、产业链与生态圈。

eo：如何看待新型储能和新能源发展之间的关系？

郑华： 新能源占比不断提高给电力系统带来持续的新变化，出现新的需求，这些需求一部分是存量传统资源可以提供的，存量传统资源无法提供的就需要新型储能来提供。解决新能源带来的新问题是新型储能技术的重要使命。

新型电力系统面临的最大问题在于新能源可信容量太小。在极端气象条件下会出现长时间无风无光情况，期间新能源出力几乎可忽略不计，此时需要常规电源支撑和区域互济。如果新能源占比过高，常规电源支撑和区域互济也会有一定困难。

未来新能源参与电力市场程度将逐步加深，新能源参与现货市场的比例会逐步加大。但新能源出力预测技术目前提升很有限，预测准确度提升主要取决于数值天气预报技术的进步。因此，新能源参与现货市场，配置储能是很有必要的。随着锂电储能成本不断下降，在海外一些市场，新能源配储已经可以在电力市场盈利，新能源主动配置储能的意愿在增强。

新能源进入现货市场对新型储能的发展是一个契机，入市的新能源越多，电力市场波动越大，调节需求越多，自然就有体现新型储能价值的机会。新型储能能够帮助新能源降低交易风险，减少分摊费用和电能量交易上的损失，且可获取部分辅助服务收益。

但是，我们也要认识到新能源、新型储能参与现货市场、辅助服务市场等机制建设是一个不断完善与迭代的过程。国外是在电力市场已经成熟的情况下发展新能源和新型储能，要做的是“增量”改革。中国则是开始建设电力市场时就面对新能源占比不断提高、新型储能等新兴主体不断涌现、火电定位转变等多种挑战，改革任务艰巨。目前，全国只有几千台火电机组，而新能源单站规模小，随着新能源装机容量的快速增长，未来发电侧市场主体将会指数级增长。因此，入市并不是在现货市场、辅助服务规则中简单加入新能源和新型储能，而是整个交易体系都要随之发生变化。

eo：目前全国已有二十余个省份出台了新能源配置储能的政策要求，如何看待强配储能政策的前景？

郑华： 从实际使用情况来看，强配储能政策效果显然不好。目前取消新能源强配储能的呼声越来越高。但各种原因综合之下，可能政策还会持续一段时间。

政府出台政策有多重考虑，电力系统的需要只是一个方面，强配储能政策也有从战略角度扶持新型储能产业的考虑。除此之外，新型储能也是各方看好的战略性产业，地方政府希望通过支持这一产业来促进自身经济的发展。

eo：除了新能源侧，新型储能还有哪些发挥价值的空间？

郑华： 新型储能未来主要是源侧配储（包括新能源侧配储、常规电源配储）、网侧储能、用户侧配储三大部分。其中，网侧储能按照接入位置与电压等级可分为主网储能和配网储能，现在业界所指的网侧储能多是主网储能，其面对的市场竞争会非常激烈，一方面各地抽水蓄能项目正在大规模上马，另一方面多数地区的火电灵活性改造和用户侧可调节资源还有很大潜力可以挖掘。用户侧配储随着市场化推进，已经形成了一定的商业逻辑与模式。

在源侧配储方面，除了刚才说到的新能源配储之外，未来常规电源配储也是一个非常大的市场。除了大家熟知的火储联合调频场景，从2023年开始，很多燃煤火电厂开始规划、推进基于熔盐储热等储能技术的调峰能力提升工作，基于飞轮、锂离子电池等混合储能的调频能力提升工作；核电站已开始论证、筹划借助新型储能提升其调节能力的相关解决方案等。简单概括而言，传统电源正借助新型储能技术向我2022年提出的“宽域调节电厂”方向快速发展。

在山东、浙江、安徽等中东部地区，分布式光伏增长已经占到新增新能源装机的绝大部分，分布式光伏已经成为这些地区电力系统中主要的波动源之一，给地区电网安全稳定运行带来巨大挑战。我国分布式光伏发展初期政策以保护与激励为主，但现在部分地区的分布式光伏已经发展到了相当大的规模；按照“谁受益谁承担”的原则，分布式光伏终要承担对应的调节责任或调节成本。在分布式电光伏迅猛发展后，配网储能和用户侧储能会是一种解决方案，用以提高配网供电可靠性和新能源本地消纳能力。

另外，偏远农村地区或山区电网也可以考虑通过部署新型储能和分布式能源，形成和大电网弱联系的微网，以减少建设新的配电线路的高额投资及其运维费用。这些偏远地区，用户数量很少，用电量很低，遇到恶劣天气可能断电、倒塔，可靠性不能完全保障，高昂的电网建设与供电成本通常是难以回收的。以储能、风电光伏构成的微网能够保障这类用户的生活生产用能。

eo：目前行业中普遍存在新型储能收益不佳的评价，如何看待这一现象？

郑华： 实际上不能一概而论，新型储能存在很多细分市场，部分细分市场能够回收投资并盈利，例如锂电池储能参与广东、山东等省份的二次调频市场、储热技术参与东北调峰市场等。

准确地说，业界说的收益不佳的领域多是指新能源配储和网侧储能。这些新型储能缺乏足够多的收益渠道：一方面是目前我国电力市场机制还不够完善，另一方面新型储能在场景定位上还不是很清晰，比如哪些场景是真正需要新型储能的，这些场景需求有多大，具体需要何种储能技术，多数人并不是很清晰。因此，要分场景、需求看问题，既不要把跑车当货车用，也不能拿货车当跑车跑。

例如，在现有弃电率条件下，用现有新型储能解决新能源弃电是否合适？我认为现有的新型储能技术并不能很好地解决新能源消纳及其可信容量过低问题。新能源占比进一步提高后，新型电力系统不仅需要解决暂态稳定、短时电力平衡、日内和多日的短周期调峰等问题，还需要解决跨月、跨季节、甚至跨年的中长周期调峰问题。而目前新型储能技术尚不具备解决后一种问题的能力，相对传统电源而言，成本偏高，技术亦难以匹配。

但是，随着现货市场的长周期或正式运行，新能源进入现货市场比例的逐步提升，与市场匹配的新型储能价值与需求会快速增长，多品种交易下的新型储能收益将回归期望。

eo：据您观察，近几年来储能企业对系统运行和电力市场的理解程度是否加深了？

郑华： 和几年前相比，储能企业确实比以前更了解电力系统和电力市场运行了。一开始他们更习惯用电动汽车的思维看电力系统对储能的需求，现在一些头部企业对电力系统和电力市场的认识已经比较深入了，会从某个具体的电力系统应用场景（如二次调频）特性和电力市场运营需求出发来考虑储能电池的设计、储能系统的集成技术等，会用电力系统和电力市场规则的角度理解新型储能的产品性能与功能。

中国制造业有很强的创新实力，而且中国有广泛的应用场景，高原、海岛、山地、沙漠等，可以进行各种技术路线的验证。一种新技术出来，在我国电力系统中有条件充分验证、发现问题并改进。技术成熟后能够很好地在全世界复制，其他国家没有这样的优势。因此中国新型储能产业的未来是值得期待的。

eo：新型储能如何更好参与电力市场交易？

郑华： 自2015年电改9号文启动第二轮电力改革以来，发电企业和售电公司在市场化交易上投入了大量专业技术人员和资金，遵循交易规则，进行交易套利与资产运营优化，在降低交易风险的同时，获取更多的收益。

但是，新型储能参与电力市场机制尚处于探索之中，只有山东、甘肃等个别省份尝试引入了新型储能，目前尚存在一些问题：一是现有的市场规则与机制对于新型储能尚存在一些不成熟的设计或安排；二是发电企业对新型储能的运行与运营特性了解尚不深入，缺乏专业团队；三是新型储能对电力市场报量报价等尚缺乏足够的经验，运营方还需要不断积累与探索；四是现有的储能EMS（能量管理系统）、交易管理系统等方面还有很多不适合电力市场交易的地方，尚需进一步完善与迭代。

在现货市场条件下，业主会想方设法挖掘新型储能的经济性和技术潜力。储能企业亦会从真实需求出发去选择更可靠的设计方式、控制逻辑，比如哪种技术传输延时更少等，在储能系统的设计技术、集成技术、控制技术等方面深度优化，以实现更低的成本、更高的收益。电力市场将促进新型储能技术不断走向成熟。

eo：给新型储能设置容量电价是否可行？

郑华： 针对新型储能容量电价的议题目前已经有很多研究。但新型储能技术路线很多、成本差异巨大，如飞轮储能、超容储能、磷酸铁锂储能、液流电池储能、压缩空气储能以及混合储能等，实行容量电价在操作上存在较大难度。相比较来说，火电机组之间成本差异就没有那么大，确定容量价格会相对更容易，因此，11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），明确提出，对合规在运的公用煤电机组实施“容量+电量”的两部制电价机制。另一方面，新型储能尚处于技术初期或快速迭代期，成本有较大下降空间，如果一种技术路线制定一种价格，管理上难度也较大。