■本报记者 卢奇秀
近日，中国电力企业联合会在第三届中国储能大会上发布的《2024年度电化学储能电站行业统计数据》显示：2024年新能源配储整体运行平均利用率指数32%，比2023年提升15个百分点。电网侧储能年均等效充放电次数248次，平均利用率指数52%，比2023年提升14个百分点。
中国电力企业联合会专职副理事长王抒祥指出，我国以电化学储能为代表的新型储能调度利用水平持续提升，有效促进了新能源消纳，起到顶峰保供以及保障电力系统安全稳定运行的作用，有力支撑了我国新型电力系统建设。
■■ “建而不用”形象转变
近年来，我国风电光伏开发利用规模快速增长，截至2024年底,新能源发电装机容量达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。新能源利用率连续6年超过95%。
“新能源发电出力具有随机性、波动性，大量电力电子装备并入电网，系统运行特性发生重大变化，电力系统面临着保供、消纳和稳定挑战。”国网能源院院长魏玢指出，新能源出力和负荷特性匹配度不高，负荷高峰时段电力支持能力不足，风电参与平衡能力约为装机容量的5%—15%，光伏发电在全国大部分地区参与平衡能力为零。新能源装机仍维持快速增长态势，超过系统调节能力的增长速度，新能源利用率将处于下降通道。
“2024年国家电网公司经营区新能源新增规模2.67亿千瓦，是新增调节能力的2.5倍。最大日波动超过2.5亿千瓦，已有青海、甘肃等10个省份新能源装机超过最大负荷。”魏玢介绍，通过科学制定储能调度运行方式，消纳困难时段储能最大充电电力近3000万千瓦，促进新能源消纳210亿千瓦时。在迎峰度夏、度冬期间储能最大放电2860万千瓦，发挥了良好保供作用。
南方电网特级战略专家郑耀东表示，新型储能的运行情况正在逐步改善，不能再简单地用“建而不用”或“调而不用”来形容新型储能的现状。
在国家电力调度控制中心副主任张振宇看来，作为优质小时计调节资源，新型储能可通过电量时空转移对日内短时电力电量平衡起到一定支撑作用。截至目前，江苏、安徽、浙江等地明确发布迎峰度夏、迎峰度冬期间新型储能调用价格支撑政策，是电力保供的重要保障。
■■ 滚动修订储能发展规划
新型储能将逐步成为电力系统的重要基础设施，深度融入系统各环节。魏玢预计，“十五五”期间最大负荷增量5亿千瓦，从满足系统新增保供需求来看，增加新型储能可以一部分替代煤电，新增新型储能1.8亿千瓦，可满足超过1/4的增量保供需求。
值得注意的是，储能增加到一定规模后，其边际保供能力下降。魏玢指出，电力缺口小于最大负荷5%—10%时，日内等效缺口时长小于长时储能时长，储能保供作用充分发挥，其有效容量系数为1；电力缺口达10%—20%时，日内等效缺口时长大于储能时长，储能在高峰缺电时段内分散出力，可填补的电力缺口幅值小于其额定容量，有效容量系数下降至0.34—0.93；电力缺口占比低于最大负荷20%时，低谷时段可充电量无法满足负荷高峰期缺口电量，进一步增长新型储能装机将出现顶峰保供“饱和效应”，需考虑新增常规电源或跨日、跨区输电、长时储能等保供措施相配合。
“在电量不平衡情况下，新型储能‘无电可充’或是‘无电可放’，灵活调节作用难以充分发挥。”张振宇建议，储能配置应匹配需求、合理规划，根据各地负荷特性、新能源出力特性等，论证差异化的保供应和促消纳需求，科学分析电网侧、电源侧、用户侧的新型储能需求规模和特性，因地制宜合理配置和优化组合方案。滚动修订完善储能发展规划，优化储能规模布局、建设时序，合理确定利用小时数。
■■ 按场景完善价格机制
在单纯消纳、保障电网安全需求下，新型储能运行及成本压力较大，市场机制和价格机制有待进一步完善。
“目前大多数储能项目仍面临盈利难题，仅可获取现货价差、辅助服务费用、容量租赁等收益模式中一到两种，盈利空间有限。”郑耀东坦言，新型储能电站的建设和运行成本是影响其盈利的关键因素。以一个100MW/200MWh的储能电站为例，按年充放电次数350次，系统寿命20年测算，其全生命周期运行满足0.42元/瓦时的收益，才能实现投资回本。
“如果容量市场能够提供每瓦时0.17元的收益，现货市场价差收益增加约0.05元，辅助服务收益再增加约0.05元，那么三者相加即可达到0.42元/瓦时的收益目标。”郑耀东分析，新型储能的灵活性决定了其需要在多种应用场景中寻找价值，例如在不同时间段内实现多重用途，以充分发挥其“一体多用、分时复用”的价值。
魏玢建议，加快完善新型储能市场机制。推动各类储能参与市场交易，允许储能设施以独立主体，与新能源组合、负荷聚合体、虚拟电厂等多种形式参与电力市场，建立储能市场化发展的商业模式。以保供应为主要应用场景的储能，应参照火电、核电等其他调节电源，在电能量、辅助服务市场外，给予一定的容量补偿，保障其规模合理增长。以促消纳为主要应用场景的储能，主要通过现货市场的峰谷价差、辅助服务市场获得收益。