每經記者 周逸斐    每經編輯 陳星    

入冬后寒潮頻繁來襲，電力能源需求明顯增加。

日前，由自然資源保護協會（NRDC）和廈門大學中國能源政策研究院主辦的“‘雙碳’目標下電力低碳保供策略與政策研究系列研討會”第五期在京舉行。本次研討會的主題為“迎峰度冬：多元電熱保供”。

與會專家圍繞電力安全保供、供熱低碳轉型、儲能對電力系統穩定運行與峰時保供的作用以及需求側電氣化對能源系統和碳排放的影響進行了討論。中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬表示，保障電力系統安全和峰時保供是儲能兩個比較典型的功能。

“雙碳”目標下，當下電力系統對新型儲能的需求實際有多大？為新型儲能設置容量電價是否合適……針對這些問題，岳芬接受了《每日經濟新聞》（以下簡稱NBD）記者專訪。

中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬 圖片來源：受訪者供圖

新型儲能價格進一步降低

NBD：新型儲能是近年來外界關注熱點，但有觀點認為，目前電力系統對新型儲能的需求還不高，您怎么看？您如何分析當下電力系統對新型儲能的需求？

岳芬：截至2022年底，我國河北、甘肅、吉林、黑龍江、寧夏等地波動性可再生能源發電量占比已超23%，青海已超過40%。根據國際能源署的研究，這一可再生能源發電量水平已經進入波動性可再生能源并網及消納的第四階段。

在這一階段，一方面，波動性可再生能源在特定時段能為大部分負荷供電，穩定性愈發關鍵。另一方面，系統運行需要加強受到擾動后迅速響應的能力，可再生能源也被要求提供頻率響應服務，如一次調頻和二次調頻。目前要求新能源場站具備一次調頻能力的國標已經發布。

新型儲能由于其快速響應能力，在一次調頻和二次調頻領域都具有較強的技術優勢，同時又兼具能量時移功能，且建設周期短、布置靈活，是能夠快速解決電力系統調峰調頻問題的重要手段之一。

目前，很多省份在測算其“十四五”調峰缺口，并考慮了可用煤電靈活性改造、燃氣機組、抽蓄、需求側響應等靈活性資源之后，針對調峰資源仍然不足的部分，設置新型儲能裝機規劃目標，就是需要新型儲能的一個體現。從各地規劃目標來看，“十四五”期間各省份所需新型儲能的總和達到80GW（吉瓦）。“十五五”期間需要多大量的儲能，還要再結合新能源規劃裝機情況及其他靈活性資源情況進一步測算。

在各省份儲能發展規劃以及政策的帶動下，新型儲能裝機規模也在迅速增長。截至2023年9月底，中國已投運新型儲能累計裝機規模 25.3GW/53.4GWh（GW為功率單位，表示儲能系統的最大瞬時功率；GWh為能量單位，表示儲能電池的容量），功率和能量規模同比增加280%、267%；2023年三季度，新增投運新型儲能項目裝機規模4.2GW/8.5GWh，功率和能量規模分別占前三季度新增投運規模的34%、33%。與去年同期相比，規模大幅提升。

儲能持續增長的態勢已經形成，但過程中仍有一些痛點需要解決。對儲能增長不看好或者盲目樂觀，都是不對的。只有痛點得到解決，才能避免行業泡沫，助力儲能走得更穩，使儲能更好地支撐電力系統，達到碳中和。

研討會現場 圖片來源：每經記者 周逸斐 攝

NBD：抽水蓄能是我國目前最成熟的儲能技術，新型儲能尚在發展期，后者能否借鑒抽水蓄能的某些發展經驗？

岳芬：按照技術成熟度的不同，目前儲能技術可以歸為四個不同的梯隊。

第一梯隊是單機規模300兆瓦以上的抽水蓄能。第二梯隊是目前應用規模在百兆瓦的技術，包括鋰電、壓縮空氣、液流、儲冷儲熱。第三梯隊是十兆瓦到百兆瓦級別，包括飛輪、鈉離子電池。第四梯隊是做兆瓦級工程的研發示范儲能技術，包括液態金屬、金屬離子、水系電池。

作為儲能的第一梯隊，抽水蓄能在安全性、使用壽命、技術成熟度、成本方面都具有顯著優勢。新型儲能的技術路線多樣，但仍需要在技術性能、降本、壽命、安全性等方面進一步提升，尤其是降本方面。

“新能源+儲能”和“煤電+CCUS（碳捕集、利用與封存）”被認為是未來實現碳中和的關鍵路徑，而哪一條路徑能夠在不同時間段發揮更大作用，主要還是看成本經濟性。如果新型儲能電站的度電成本能夠降到和抽水蓄能同一水平，即0.2~0.3元/kWh，甚至更低，那么很多場景的商業模式就能走通。

事實上，目前新型儲能技術發展迅速，新型儲能價格已經進一步降低。2023年以來，鋰電儲能系統中標均價持續下行，11月儲能系統中標均價（以2小時磷酸鐵鋰電池儲能系統，不含用戶側應用為例）800.46元/kWh，與今年初相比下降47%；4小時儲能系統中標均價736.31元/kWh，創歷史新低；EPC（工程總承包）中標均價為1415.28元/kWh，與今年初相比下降14%。

中標價格持續走低，是受到商業模式和盈利模式滯后的影響，也和行業產能高速擴張、行業競爭加劇有關。

未來，儲能一方面要找到適合場景下的差異化產品，去構建可持續的發展盈利模式，另一方面也要做好前瞻性新型儲能技術布局，特別是高安全、低成本、長壽命、長時間周期的儲能技術，要對這些電力系統所需的中遠期技術前瞻布局。同時提高自身和整合產業鏈上下游的能力，通過技術創新和產業鏈協同進一步降本增效，提升新型儲能的技術成熟度和成本經濟性。

完善獨立儲能緊急調用補償機制

NBD：近期，相關部門發文要建立煤電容量電價機制，當下新型儲能同樣面臨盈利難點，您覺得為新型儲能也設置容量電價是否可行？

岳芬：新型儲能作為一種靈活性資源，允許它參與容量市場或對它實施容量電價機制，在國外和我國部分省份已經有相關經驗，也證明是可行的。

比如英國的多元化資源參與容量市場拍賣機制、美國的容量充裕度協議；我國山東、內蒙古等省份也有相應的補償機制嘗試。

建議，一是根據容量充裕度和峰時保供的需求，設計容量電價機制，即“以需定價”；二是基于技術中立的原則，允許新型儲能和燃氣、抽水蓄能、煤電等各類靈活性調節資源公平競爭；三是基于同工同酬的原則，根據發電資源對發電充裕度的貢獻核定可信容量，將新型儲能公平納入容量電價補償機制，按照它發揮的作用給它定價；四是設置一定的準入門檻，包括規模（或聚合后的規模）門檻或時長門檻（針對儲能和需求側）。

NBD：未來推動儲能行業發展政策機制方面，您有什么建議？

岳芬：一是探索多樣化輔助服務市場品種，希望能夠在快速和慢速調頻輔助服務品種細分與協同方面深入研究，增加對電網的安全保障。

二是完善獨立儲能緊急調用補償機制，以解決一些省份存在的緊急調用過程中沒有獲得合理補償的情況。

三是建立獨立儲能容量成本回收機制，對于能夠發揮容量充裕度和峰時保供的儲能，出臺基于同工同酬或采用考慮儲能時長或能量規模的容量價值折算機制，建立儲能穩定的長期收益機制。

還有就是重點考慮將三類機制帶來的系統成本合理疏導出去。新的市場主體進入市場之后，勢必會擠占一部分原有主體的空間。但在推動“雙碳”目標過程中，最后還要算大賬，除了電力成本是否升高之外，還要重點考慮如果不轉型，整個社會和各類產業（包括出口行業）要付出的碳成本、治污成本等，尋找一條成本最優的轉型之路。

封面圖片來源：視覺中國-VCG21cb73dfb0a