南方五省区新型储能发展思考与建议

来源：南方电网报

全国首座兆瓦级电池储能站—深圳宝清电池储能站工作人员开展巡查。　(南网储能公司供图)

为推进碳达峰碳中和工作，我国南方区域加快新能源建设。《南方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021—2030年)白皮书》提出，到2025年，将推动广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区新能源新增装机1亿千瓦，累计达到1.5亿千瓦。新能源具有显著随机性、波动性、间歇性等特点，其可靠供电与安全稳定需要灵活调节资源支撑。

大力推动储能发展是提升电力系统调节能力、综合效率和安全性的重要保障，是支撑新型电力系统建设的重要举措。尤其是锂离子电池、液流电池等新型储能技术发展迎来机遇，市场前景广阔。

新型储能配置应用情况

据不完全统计，截至2022年6月底，南方五省区新型储能装机为887.9兆瓦，其中广东省占总装机的92%。从应用领域看，电源侧装机最大，为484.5兆瓦，占总装机的55%；从技术类型看，锂离子电池装机为854.1兆瓦，占总装机的96%。

商业模式方面，电源侧储能主要以火储联调参与辅助服务市场为主。由于辅助服务市场属于发电企业的零和游戏，辅助服务成本尚未传导至用户侧，总体补偿金额较少，火储联调项目受辅助服务市场容量和政策调整影响较大，率先进入调频市场的火储联调项目收益可观。电网侧储能以示范为主，尚无投资回报模式。根据国家发改委、国家能源局2019年5月印发的《输配电定价成本监审办法》，电网侧储能设施的成本费用不计入输配电定价成本，暂无法通过输配电价疏导，未能形成有效的投资回报模式。用户侧储能主要通过峰谷差价套利获益。用户侧储能项目目前主要采用合同能源管理合作模式，由用户提供项目场地，第三方主体负责提供项目投资、建设和运营一揽子服务，分享运营管理中的峰谷电价差套利获得收益。

新型储能发展存在的问题

虽然新型储能技术发展快速，但面对新型电力系统的规模化应用需求，仍存在以下问题：

1.安全问题制约电化学储能规模化发展

据不完全统计，全世界范围内锂电池储能火灾安全事故超过了50余起，造成了重大的人身、财产损失，严重阻碍了电化学储能行业的健康发展。首先，电池储能火灾存在易复燃、易爆炸的特点，缺乏针对性的灭火剂及灭火装备；其次，传统灭火与应急处置技术的有效性不足，难以有效扑救电池储能火灾；最后，安全标准制定滞后，储能安全设计、运维、评价、处置缺乏依据。

2.新型储能技术经济性还需进一步提高

近五年，我国电化学储能总体规模增长较快，电化学储能装机容量占储能总容量比例接近10%，但与传统抽水蓄能相比，仍存在储存电量低、寿命短、造价高、安全性低等不足。抽水蓄能平均储能时间为8小时，投运30年仍可满负荷运行(设计寿命在30—50年之间)，而应用较为成熟的锂离子电池设计寿命通常只有8—10年(循环次数约2000至10000次)，且其可用容量会不断衰减。据测算，电网侧的电化学储能电站全寿命周期度电成本约为0.6—0.8元/千瓦时，抽水蓄能全寿命周期度电成本仅为0.15—0.3元/千瓦时，两者在成本上依然存在很大差距。

3.新型储能投资回报机制尚需完善

新型储能成本回收机制还不够完善，获利空间不足。一是电网侧储能在全国处于起步阶段，各种应用场景和商业模式并存，国家主管部门目前未出台具体政策文件，尚未形成比较成熟的投资回收模式。其中，电网侧独立储能通过电网租赁实现投资回报的商业模式单一且缺乏政策支撑，电网租赁费目前还无法进行疏导，制约业务发展。二是电源侧储能在新能源场站配套建设的价格机制不完善，成本疏导模式还需进一步探索。三是用户侧储能峰谷电价差偏小、收益来源单一，成本回收周期较长，需进一步研究参与虚拟电厂、需求侧响应的商业模式。四是单一共享模式不能完全收回储能投资成本，需要参与电力市场等多元化商业模式，获取额外的收益才能满足投资回报要求。

新型储能发展建议

新型储能产业需要结合新形势、新要求，从技术和机制上进行创新，提升技术经济性和电网安全支撑能力，创造有利于储能健康有序发展的条件，以实现储能在电网中的安全、经济、高效和规模化应用。建议如下：

1.进一步加强新型储能技术研究应用

面向新型电力系统构建需求，以长寿命、高安全、低成本储能为技术发展方向，推进储能技术研发、成果转化和工程示范，推动产、学、研、用全产业链共同发展。一是开展液流、钠离子、固态锂等先进储能技术，支撑规模化储能电站建设；二是研发集群储能协同控制技术，增强电网调节能力；三是研发储能智能运维技术，提升储能资产管理效益；四是研发储能全寿命周期应用安全技术，促进储能产业健康发展。

2.加强储能集群调度与安全管理

推动建设储能集群调度与安全监管平台，接入南方电网各侧储能电站开展规模化集群调度与安全管理，完善储能全寿命周期安全管理机制。一是开展新型储能科研示范基地建设，探索建立储能电站从规划、建设、并网、调度到维护等的全寿命周期安全管理机制；二是建立储能集群接入标准，建设储能集群调度平台，开展集群主动支撑能力评估与优化调度，充分发挥新型储能多场景应用价值；三是建立储能安全监管平台，开展安全监测、管理与评价，有效分析储能运行情况、安全状态，保障区域储能电站安全运行。

3.进一步完善储能投资回报机制

一是探索推动多法人主体“众筹共建、集群共享”“一站多用、分时复用”的共享、循环商业模式。二是研究解决储能参与电力市场的独立身份问题及电力系统对调节能力的计价和结算原则。三是研究建立新型储能参与中长期、现货能量市场、辅助服务市场等灵活多样的市场化交易模式，逐步扩大辅助服务市场规模，完善辅助服务市场品种。四是推动建立健全峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等电价机制和需求侧响应补偿机制。五是推动建立电网侧储能“两部制”电价机制，并逐步通过参与辅助服务市场回收成本。六是研究能源产业链上下游参与系统调节的价值评估机制和成本疏导机制。