可再生能源助力储能规模化发展

　　国家能源局日前召开三季度例行新闻发布会上发布，截至2023年上半年，全国可再生能源装机达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。

　　随着可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。

　　在第八届储能西部论坛上，自然资源保护协会（NRDC）与中关村储能产业技术联盟（CNESA）共同发布最新研究成果：《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（以下简称《报告》）。

　　可再生能源发展促进储能

　　在过去的两年里，国家和地方陆续出台了多项促进储能发展的政策，在新型电力系统建设的客观需求和政策激励下，我们国家储能的规模已跃居世界第一。

　　“截至上半年，全国已建成抽水蓄能近5000万千瓦，新型储能项目装机规模超过1700万千瓦。”自然资源保护协会（NRDC）北京代表处首席代表张洁清表示，储能在快速发展的过程中，也出现了一些问题，比如储能的综合价值尚无法完全市场化体现，新能源配储利用率低，收益来源有限，储能自身的技术、经济和安全性有待提高，项目布局有待优化等，需要进一步完善产业和市场政策予以进一步推动。

　　《报告》认为，储能的价值跨越了电力系统价值链（发电、输电、配电和用户）之间的界限，具有明显的“外部性”。随着新型电力系统建设的深入推进，加之电力市场化改革进程的加速，储能带来的外部价值有望逐步得到认可，潜在收益获得体现。

　　“储能已经从商业化初期进入规模化发展阶段，应用场景也越来越丰富，但对于建设新型电力系统来说，无论是量还是质都需要进一步提升。”自然资源保护协会（NRDC）气候与能源项目经理黄辉举例说，储能和新能源的比例不到10%，相对偏低，设备利用率也不高；另外，在当前技术水平和市场调度规则下，大部分新型储能项目的平均度电成本仍高于0.5元/度，经济竞争力不足。

　　《报告》建议，发电侧储能规模化发展需要完善电力市场规则，应建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场的规则，并推行多重收益叠加，允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活调节价值。

　　黄辉指出，未来储能的发展，需要加快技术创新和机制创新的“双向奔赴”：一是聚焦储能自身能力的提升，包括效率、安全、性能、寿命、时长等技术参数提高，推动储能进一步降本增效。二是通过完善政策机制来保障储能多种价值的实现，以市场化方式为主，丰富储能参与的电力交易品种，合理疏导储能成本，以此提高储能的利用率和收益。

　　储能实现间接减煤减碳

　　由于储能在不同应用场景下的减煤、减碳机理不同，《报告》建议建立和完善体现储能间接绿色价值的政策，理顺“电力-绿证-碳交易”市场的关系，建立“电—碳—证”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现。在此基础上，还需要在多元化储能技术研发和应用、混合储能技术研发及应用等方面发力。

　　《报告》认为，新能源单独配储、火储联合调频、共享储能是目前国内发电侧储能的主要应用场景。区域上看，不同地区电源的结构类型、装机规模和出力特性等是影响发电侧储能配置的关键因素，应根据本地电源基础数据，并结合电网需求，选择储能技术及确定规模。

　　国网山西电科院新能源所所长郭强表示，电池循环寿命与使用环境、使用场景息息相关，不同厂家生产的电芯循环寿命差别也比较大。山西每天一次调频次数约800—1000次，应根据场景需求选择合适的储能技术。对于一次调频，飞轮和锂电池响应都是毫秒级没有太大区别，但对电网的惯量响应，毫秒级是有区别的。储能是一个整体系统，技术产品的响应性能指标是由整个系统决定。

　　郭强介绍说：“2018年，我们探索了适合高频次快充快放的技术，通过技术路线和示范应用的具体实验参数，提出了性价比较高‘飞轮＋锂电’混合储能技术。山西省现在新能源装机容量占比48%点多，但是实时发电占比很高，最高瞬时发电占比应该在80%以上。新能源间歇性和波动性比较强，我们最终希望尽快建立一种调节资源。山西规划到2035年新能源装机容量8000万，消纳对于电网来说压力也比较大。山西一次调频市场规则出台1年多了，几乎没有项目进入市场，主要还是现有市场主体性能难以满足需求。”

　　“国家能源集团针对综合能源业务形成了以发电侧为主，贴近主责主业的发展原则。”国家能源集团电力产业管理部高级主管范蕊表示，所有的综合能源业务都是为了提升火电产业的创效能力，以及提升新能源消纳能力，包括产业链的内循环能力，采取的三个主要方式包括火电+，新能源+，产业链+，形成三横三纵的管理。国家能源集团作为投资方、业主方，最关心储能的成本问题。“集团多元化发展储能,在电化学、飞轮、熔岩蓄热、压缩空气等技术路线方面均有探索。”

　　延长储能设备寿命，降低电储能使用成本

　　储能系统的成本是永恒的话题。首航新能源副总裁余峰表示，除了原材料价格的变动外，产业链企业在近几年不断有新的技术推出，来提高成本竞争力。从更大的电芯单体、更长寿命的电芯、更高的系统能量密度，以及通过热管理水平的提升，来提高系统整体效率。“我们现在看到储能系统效率从早年83%～84%，提高到了目前主流液冷厂商的85～86%水平。通过多种手段来降低综合成本是系统集成企业始终聚焦的核心问题，我们对于成本的理解不只是初始投入成本，更多是储能系统全生命周期成本LCOS。我们能通过产业链企业的共同努力实现有序降本，以支持多种场景友好接入。储能有电芯寿命和系统寿命，按照行业经验数据，系统寿命是电芯标称寿命的80%左右。”

　　“在循环寿命在提升过程中，技术还是在不断革新的。”远景能源有限公司储能事业部总经理郑汉波表示，“原来电芯循环寿命6000次，我们后来做到8000次，远景今年又推出1.2万次的电芯，可能实际运营中像各位专家说的会有这样那样的偏差，但是1.2万次循环寿命相对原来的6000次，还是有了很多方面技术的提升，为系统降本做技术支撑。”

　　江苏天合储能有限公司战略市场总经理李秉文说：“在2022年做战略预测的时候，已经预测到电化学储能成本会快速下降。2025年锂电储能的度电成本将会低于0.2元，低于抽水蓄能的水平。”

　　他认为，电化学储能将来会是一个最主流新型储能方向。第一，电化学现在不安全其实并不表明未来不安全，与三元电池相比，磷酸铁锂本身产生问题的概率本身就很低。第二，整个行业从去年开始同质化很严重，唯一能打出差异化的东西就是在安全性。第三，安全性问题对于大型储能来讲，近两年可能会取得非常大的进展。