完善政策机制 促进新型储能高质量发展

　　当前，新型储能已成为电力系统稳定运行的重要组成部分。国网能源研究院有限公司于近日发布《新型储能发展分析报告2024》，总结和研判了新型储能发展规律及趋势，并针对相关热点问题提出建议。

　　近年来，我国新型储能持续加快发展，规模实现稳步增长。截至9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年年底增长约86%。新型储能电站利用水平也逐步提升。以国家电网经营区为例，上半年新型储能电站综合利用小时数达459小时，同比增长140小时。

　　政策支持力度不减，着力推动新型储能高效调用和全面参与各类市场交易。电网调度利用方面，强调以市场化方式促进新型储能调用，促进“一体多用、分时复用”。电力市场建设方面，鼓励新型储能自主选择参与电能量市场和辅助服务市场获得收益。截至6月底，国家电网经营区有8个省份允许储能参与现货市场、12个省份允许储能参与调峰、9个省份允许储能参与调频，一次调频、黑启动、爬坡、备用等也已对储能开放。电价机制方面，各地积极探索以容量补偿和容量租赁等形式对新型储能容量成本进行补偿，并通过完善分时电价政策促进用户侧储能发展。此外，一些省份允许独立储能通过特殊充放电价政策获取补偿。

　　技术创新不断突破，新型储能试点示范初见成效，呈现多元化发展趋势。锂离子电池储能电芯以280安时为主流，并向300安时、500安时的更大容量跨越，以及更长寿命、更高安全性方向发展，系统集成规模突破了吉瓦时级。全钒液流电池储能处于百兆瓦级试点示范阶段，电堆及核心关键原料等自主可控，电池隔膜难题实现突破。新型压缩空气储能处于示范建设向市场化过渡阶段，推出首台300兆瓦级先进压缩空气储能膨胀机。飞轮储能在阵列式集成设计上取得突破，面向电网侧调频应用的单站30兆瓦级示范项目正式投运。钠离子电池储能处于试验试点阶段，我国通过自主创新首次将钠离子电池技术应用于百兆瓦级大容量储能电站。

　　从应用实效上来看，新型储能调节作用不断增强，有效支撑了新能源电量消纳和电力保供。新能源富集地区新能源配储、共享储能以及“沙戈荒”大型风电光伏基地等大型新能源基地配建新型储能，支撑了新能源电量高效消纳利用和大规模外送，西藏、甘肃、新疆等新能源大省(自治区)已实现新型储能的常态化调用。在消纳压力较大的宁夏、青海、西藏等省份，新型储能电站的储能电量最大值达到在运装机能量的85%以上。在电力保供方面，今年1～8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。6～8月迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量118亿千瓦时，约占1～8月充放电量的45%。

　　通过对2023年和2024年上半年新型储能发展形势的梳理总结，国网能源院研究团队综合研判，预计年底国家电网经营区新型储能装机规模可达6000万～6400万千瓦，粗略推测全国新型储能规模将达7200万～7500万千瓦。

　　经研判，近期新型储能发展呈现3个主要趋势：新型储能产能扩张有所减缓，产业竞争升级，创新成为破局关键;新型储能从“重配置”到“重应用”，配置方式逐步由政策驱动转变为市场需求驱动;构网型储能技术受到关注，长周期储能技术布局提上日程。

　　要进一步完善新型储能参与电力保供的政策机制。新型储能在电力顶峰、安全支撑、备用保障等方面可发挥作用。但是目前新型储能在参与电力保供时，仍面临部分省份新型储能的调度运行机制有待进一步优化、运行机制缺乏经济性激励以及新型储能参与市场化程度低等问题。需要统筹火电、新型储能、抽水蓄能等各类调节资源，推动大容量、长周期储能核心技术装备研发、系统集成和示范应用，应对极端天气下电力保供问题。优化新型储能调度运行机制，根据各地区实际需求调整调用策略。优化新型储能参与市场机制与价格政策，日常引导和应急调用机制相结合。同时，还要强化新型储能并网运行管理，保障可靠调用。

　　要进一步激励分布式光伏发电项目配置储能。出台相关支持政策，根据光伏发电项目类型开展储能配置差异化管理。推动市场机制建设，引导其通过市场交易有效发挥电能量调节、系统调频等作用，获取合理收益，调动投资主体积极性。加强农村光伏发电项目配置储能的调度运行管理，提升储能利用水平。

　　要进一步促进源网荷储一体化高质量发展。规范一体化项目建设，推动一体化项目公平承担社会责任和系统成本。加强一体化项目接网运行管理，夯实电力系统安全基础。明确一体化项目市场主体地位，推动一体化项目公平参与市场，做好与现有市场机制、交易品种的衔接。

　　(作者：胡静 李娜娜 冯凯辉 代红才 单位：国网能源研究院有限公司新能源研究所)