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　　入冬后寒潮频繁来袭，电力能源需求明显增加。

　　日前，由自然资源保护协会(NRDC)和厦门大学中国能源政策研究院主办的“‘双碳’目标下电力低碳保供策略与政策研究系列研讨会”第五期在京举行。本次研讨会的主题为“迎峰度冬：多元电热保供”。

　　与会专家围绕电力安全保供、供热低碳转型、储能对电力系统稳定运行与峰时保供的作用以及需求侧电气化对能源系统和碳排放的影响进行了讨论。中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬表示，保障电力系统安全和峰时保供是储能两个比较典型的功能。

　　“双碳”目标下，当下电力系统对新型储能的需求实际有多大?为新型储能设置容量电价是否合适……针对这些问题，岳芬接受了《每日经济亚新综合体育·（中国）官方网站》(以下简称NBD)记者专访。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬图片来源：受访者供图

　　新型储能价格进一步降低

　　NBD：新型储能是近年来外界关注热点，但有观点认为，目前电力系统对新型储能的需求还不高，您怎么看?您如何分析当下电力系统对新型储能的需求?

　　岳芬：截至2022年底，我国河北、甘肃、吉林、黑龙江、宁夏等地波动性可再生能源发电量占比已超23%，青海已超过40%。根据国际能源署的研究，这一可再生能源发电量水平已经进入波动性可再生能源并网及消纳的第四阶段。

　　在这一阶段，一方面，波动性可再生能源在特定时段能为大部分负荷供电，稳定性愈发关键。另一方面，系统运行需要加强受到扰动后迅速响应的能力，可再生能源也被要求提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。目前要求新能源场站具备一次调频能力的国标已经发布。

　　新型储能由于其快速响应能力，在一次调频和二次调频领域都具有较强的技术优势，同时又兼具能量时移功能，且建设周期短、布置灵活，是能够快速解决电力系统调峰调频问题的重要手段之一。

　　目前，很多省份在测算其“十四五”调峰缺口，并考虑了可用煤电灵活性改造、燃气机组、抽蓄、需求侧响应等灵活性资源之后，针对调峰资源仍然不足的部分，设置新型储能装机规划目标，就是需要新型储能的一个体现。从各地规划目标来看，“十四五”期间各省份所需新型储能的总和达到80GW(吉瓦)。“十五五”期间需要多大量的储能，还要再结合新能源规划装机情况及其他灵活性资源情况进一步测算。

　　在各省份储能发展规划以及政策的带动下，新型储能装机规模也在迅速增长。截至2023年9月底，中国已投运新型储能累计装机规模 25.3GW/53.4GWh(GW为功率单位，表示储能系统的最大瞬时功率;GWh为能量单位，表示储能电池的容量)，功率和能量规模同比增加280%、267%;2023年三季度，新增投运新型储能项目装机规模4.2GW/8.5GWh，功率和能量规模分别占前三季度新增投运规模的34%、33%。与去年同期相比，规模大幅提升。

　　储能持续增长的态势已经形成，但过程中仍有一些痛点需要解决。对储能增长不看好或者盲目乐观，都是不对的。只有痛点得到解决，才能避免行业泡沫，助力储能走得更稳，使储能更好地支撑电力系统，达到碳中和。

　　NBD：抽水蓄能是我国目前最成熟的储能技术，新型储能尚在发展期，后者能否借鉴抽水蓄能的某些发展经验?

　　岳芬：按照技术成熟度的不同，目前储能技术可以归为四个不同的梯队。

　　第一梯队是单机规模300兆瓦以上的抽水蓄能。第二梯队是目前应用规模在百兆瓦的技术，包括锂电、压缩空气、液流、储冷储热。第三梯队是十兆瓦到百兆瓦级别，包括飞轮、钠离子电池。第四梯队是做兆瓦级工程的研发示范储能技术，包括液态金属、金属离子、水系电池。

　　作为储能的第一梯队，抽水蓄能在安全性、使用寿命、技术成熟度、成本方面都具有显著优势。新型储能的技术路线多样，但仍需要在技术性能、降本、寿命、安全性等方面进一步提升，尤其是降本方面。

　　“新能源+储能”和“煤电+CCUS(碳捕集、利用与封存)”被认为是未来实现碳中和的关键路径，而哪一条路径能够在不同时间段发挥更大作用，主要还是看成本经济性。如果新型储能电站的度电成本能够降到和抽水蓄能同一水平，即0.2~0.3元/kWh，甚至更低，那么很多场景的商业模式就能走通。

　　事实上，目前新型储能技术发展迅速，新型储能价格已经进一步降低。2023年以来，锂电储能系统中标均价持续下行，11月储能系统中标均价(以2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用为例)800.46元/kWh，与今年初相比下降47%;4小时储能系统中标均价736.31元/kWh，创历史新低;EPC(工程总承包)中标均价为1415.28元/kWh，与今年初相比下降14%。

　　中标价格持续走低，是受到商业模式和盈利模式滞后的影响，也和行业产能高速扩张、行业竞争加剧有关。

　　未来，储能一方面要找到适合场景下的差异化产品，去构建可持续的发展盈利模式，另一方面也要做好前瞻性新型储能技术布局，特别是高安全、低成本、长寿命、长时间周期的储能技术，要对这些电力系统所需的中远期技术前瞻布局。同时提高自身和整合产业链上下游的能力，通过技术创新和产业链协同进一步降本增效，提升新型储能的技术成熟度和成本经济性。

国内新型储能累计装机结构

　　完善独立储能紧急调用补偿机制

　　NBD：近期，相关部门发文要建立煤电容量电价机制，当下新型储能同样面临盈利难点，您觉得为新型储能也设置容量电价是否可行?

　　岳芬：新型储能作为一种灵活性资源，允许它参与容量市场或对它实施容量电价机制，在国外和我国部分省份已经有相关经验，也证明是可行的。

　　比如英国的多元化资源参与容量市场拍卖机制、美国的容量充裕度协议;我国山东、内蒙古等省份也有相应的补偿机制尝试。

　　建议，一是根据容量充裕度和峰时保供的需求，设计容量电价机制，即“以需定价”;二是基于技术中立的原则，允许新型储能和燃气、抽水蓄能、煤电等各类灵活性调节资源公平竞争;三是基于同工同酬的原则，根据发电资源对发电充裕度的贡献核定可信容量，将新型储能公平纳入容量电价补偿机制，按照它发挥的作用给它定价;四是设置一定的准入门槛，包括规模(或聚合后的规模)门槛或时长门槛(针对储能和需求侧)。

　　NBD：未来推动储能行业发展政策机制方面，您有什么建议?

　　岳芬：一是探索多样化辅助服务市场品种，希望能够在快速和慢速调频辅助服务品种细分与协同方面深入研究，增加对电网的安全保障。

　　二是完善独立储能紧急调用补偿机制，以解决一些省份存在的紧急调用过程中没有获得合理补偿的情况。

　　三是建立独立储能容量成本回收机制，对于能够发挥容量充裕度和峰时保供的储能，出台基于同工同酬或采用考虑储能时长或能量规模的容量价值折算机制，建立储能稳定的长期收益机制。

　　还有就是重点考虑将三类机制带来的系统成本合理疏导出去。新的市场主体进入市场之后，势必会挤占一部分原有主体的空间。但在推动“双碳”目标过程中，最后还要算大账，除了电力成本是否升高之外，还要重点考虑如果不转型，整个社会和各类产业(包括出口行业)要付出的碳成本、治污成本等，寻找一条成本最优的转型之路。

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