新型储能半年“诊”：产能规划超预期，新型电力市场寻新解

21世纪经济报道记者费心懿 西安报道

(资料图片仅供参考)

新型储能并不是从今年才开始受到关注，但随着高比例的可再生能源接入电网，储能如何发挥其价值？电力系统如何利用好储能？成为现阶段储能行业的热议话题。

截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划和新能源的配置储能文件，各省新型储能发展目标合计78GW，是国家规划目标的2.6倍。

在第八届储能西部论坛上，国家能源局科技装备司能效与储能处处长徐梓铭提出，当前新型储能快速发展的同时也面临着许多挑战。迫切需要加快推进多元化技术进步，加快原料、设备、系统各层面成本快速下降，推动本质安全技术创新，还应加强对深化体制改革变革提出相关要求。

中国能源研究会理事长史玉波也坦言，在储能产业高速发展的同时，也应看到新能源与储能协同发展方面，仍存在诸多问题。如新型储能规划与实际装机的数量差距较大，难以充分发挥储能系统的调节作用，市场机制不健全，新能源配储的实际利用率不高，新型储能可以实际参与交易的品种仍然有限，市场机制与价格机制不完善、不稳定等。

实证平台提供科学评价

国家电投光伏产业创新中心党委委员、副总经理庞秀兰报告的《国家光伏、储能实证实验平台储能及光储系统实验成果》（下称《实证成果》）为科学地评价各类储能技术、光储一体化作用和价值提供了重要参考。

《实证成果》指出，电池的实测值均能达到厂家承诺值。锂电池的实测电池效率均在93%以上，液流电池实测电池效率为79.12%，功率型储能电池效率均超过92%。在储能电池可靠性方面，储能电芯温差基本在10℃以内，电压差0.4V以内，电芯温度、电压一致性基本达到厂家承诺值。

从不同接线方式的储能系统效率上来看，集中式布置能量损耗最高，分散式布置能量消耗次之，分布式布置能量损耗最低。尽管从系统成本角度上来说，分布式储能成本虽然较高，但是分布式储能能量转换效率高，长期运行经济性更加。

在光储系统利用小时数方面，5MW光储系统和10MW光储系统均达到设计值。但光储电站利用小时数仍受设计、设备选型、建设、调度、运行、维护等因素影响。

通过实证平台，也暴露出一些问题。例如，储能系统增加PCS、功率转换器件损耗后，特别是空调或泵自耗电，系统效率偏低。庞秀兰指出，行业应关注储能系统结构优化，提高储能系统效率。

在快速调频场景下，储能电池系统效率较低，特别是飞轮储能需要持续保持3600rpm转速（热备状态）的自耗电较高。飞轮储能本体系统效率最高不超过25.90%。

光储系统利用率受天气影响较大。在晴天可实现一次满充满放循环，多云天可实现多次浅充浅放，日最高利用率为170.4%，月平均利用率为72.3%。但是光储联合出力控制阈值固定，多云和阴天下调节作用不明显或未发挥作用，无法在不同天气下自动动态调整阈值。

另外，超级电容、锂电池运行过程中出现电芯电压离散率大，电压均衡能力差，引发储能系统“木桶效应”，导致系统容量减小。锌溴液流电池、全钒液流电池运行过程中出现漏液，电解液发生分解反应，腐蚀端子排、母排，液体电池可靠性需重点关注。

“把脉”新型储能

针对行业发展过程中存在的若干问题，与会期间，多位专家学者建言献策。21世纪经济报道记者注意到，如何发挥好储能的应用价值成为众议焦点。

徐梓铭建议，一是统筹好建设和调用的关系。作为构建新型电力系统的重要基础设施，新型储能不仅要实现规模化、产业化发展，更要加大调度应用，充分发挥储能价值，并通过调度运用促进技术加速迭代，形成良性循环。要加快探索新型储能各类的应用场景，强化总结经验，科学评价储能的价值，推动发挥形成多元化的实现可持续发展。西部可以说是新能源重要的发展地区，要充分利用资源优势，为推动新型储能与新能源协同发展提供重要的发展场景。

他还提出，要统筹好发展与安全的关系，统筹好技术与产业的关系。

史玉波则建议，要坚持系统思想，做好规划。政策编制过程中有系统研究并准确定位储能与新能源为新型能源体系、新型电力系统的定位与作用。因地制宜，按照实际区域电力系统安全运行和效率最优原则，科学规划新能源与储能。

史玉波认为，要坚持市场导向，完善能源电力体制机制，进一步深化能源电力体制改革，细化调频服务品种，区分储能在不同应用场景中体现价值，优化辅助服务市场算法规模和储能调用机制，探索出台共享租赁市场规则及建立容量市场的可行性，探索储能参与碳市场和绿证市场，疏导储能成本。

另外，还要坚持创新引领，持续增强技术竞争力与产业链的安全协同。要完善储能学科教育，完善科技创新相关的金融和人才支持政策。加大对储能装备制造支持力度，构建产学研配套体系，推动新型储能技术研发和市场研究并行，同时建立储能产业链、供应链安全保障机制。

清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清则提出，要建立以风光储为主的新型电力体系。

夏清解释，新能源只有固定成本，没有变动成本。而传统的火电为主的电力体系不能产生时空分时电价。“新型电力系统不仅是物理形态和技术的变革，更需要体制机制的创新，这之中包括电力系统技术、市场机制和商业模式的创新。”

夏清认为，以中长期为主、现货市场为辅的市场模式难以适应风光储高比例的发展。同时，需求侧报量不报价是一种缺乏弹性的报价方式，降低了市场效率。他建议，新能源须报量报价，而不只是报量；要将风光储与传统的资源市场分拆，构建独立的风光储价格形成机制。另外，新能源的波动只有到现货市场才能精准预测，因此随着新能源比例的提高，需逐步构建以现货市场为主、差价合约规避不确定性风险的电力市场体系。

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