储能短期难担“容量”重任

数九寒天，全国多地受寒潮侵袭，北方地区更是创下低温纪录。1月6日，华北电网负荷一度达到27355万千瓦，刷新最高负荷纪录，最高负荷较去年同期增长17.4%。持续强降温天气拉高了全社会用热、用电需求，也给电力系统尤其是电网安全稳定运行带来考验。

近年来，电力系统绿色转型步伐加快，“风光”装机均已达到2.3亿千瓦。然而，“绿”电装机占比持续攀升，将使电力系统波动性、不稳定等问题更加凸显。业内专家指出，随着“碳达峰”“碳中和”目标提出，煤电进入控量增效阶段，新能源势必得到迅猛发展，高比例新能源电力系统更加离不开调节、备用性电源的支撑。在此背景下，储能可否为电力系统提供可靠的容量支撑？

无法完全替代煤电

发电设备可以通过发电量体现其电量价值，而不发电时为系统提供备用的发电能力，便是发电设备的容量价值。在我国，抽水蓄能电站、燃气电站的“两部制”上网电价中，就包括了这些机组在电力、电量调节之外的容量价值。而随着近年来煤电逐渐从电量供应转向电力支撑，为煤电建立容量电价机制的呼声愈发强烈。

那么，与可再生能源发电搭配的储能，能否发挥与传统电源相似的作用？

对此，清华大学能源互联网智库中心主任夏清表示：“目前电力系统对容量的需求主要还是体现为对煤电、水电等机组的需求，这些机组能够在宽时间尺度里提供有效容量。电化学储能无法代替这部分功能，其更多发挥的是平抑系统短时波动的作用。”

国家发改委一位研究人员也指出，储能与传统意义上用作备用容量的煤电机组的保障、调节场景并不相同，难以进行代替。“锂电池储能投资成本高，需要高频率的充、放电才能较好回收成本，更适合2小时、4小时这种级别的短周期响应与调节。如果一个系统需要10小时以上甚至季节性的容量资源，即便有相应的价格补偿机制，储能作为容量资源的竞争力也弱于传统电源。”

一位电网企业人士则认为，新能源发电在系统中占比的大幅提升将使其波动性产生“质变”。“储能很难在高比例新能源发电的系统中完美切换充、放电状态，从保障安全运行的角度，电力系统很难不靠煤电等基础性电源兜底。”

商业模式难落地

电化学储能并非储能技术的唯一路径。“未来可借助谷期的‘绿电’制氢，以氢为介质满足电能在较长周期内的充、放，储能也有能力发挥容量备用的作用。”夏清指出，制约储能发展的瓶颈并非技术，主要在于仍没有可实现盈利的商业模式。

“目前峰谷电价差还不够大，没有反映出每度电在不同时段的真实价值和稀缺性。”夏清说，“需要让电价能够反映出真实的电力供需关系，反映出发电资产的利用率，同时能够让用户根据价格信号来主动调整用电行为，这既是各市场主体实现共赢的条件，也是储能健康发展的关键。”

对此，上述国家发改委研究人员认为，价格机制和技术路线是两个层面的问题，在价格机制捋顺之后，究竟采用何种技术路径，仍需取决于各电力系统的实际需求。“单就储能而言，电化学储能、氢储能、需求侧资源、V2G等不同技术路线的运行和调度方式差异巨大，还是要根据不同地区的实际情况具体分析。究竟传统容量电源、各项储能路线如何配比最优，也需要由各地根据需求来设计，通过市场来检验。”

电网调度潜力待深挖

事实上，目前无论是储能商业模式，还是传统煤电渴望的容量补偿机制，都处于探索阶段。“若要建容量市场，最终容量电源的成本需由电力用户买单。但目前的经济形势和政策环境下，这种成本传导很难实现。”某发电央企负责人直言，“现在煤电企业呈现电价降、电量减的趋势，希望享受容量补偿机制，但由此带来的成本增加目前能否承受？”

在探索储能、传统电源技术路线与容量机制的同时，是否还可采取其他成本压力较小的手段，保障电力系统安全运行？

夏清表示，未来随着新能源装机占比提升，新能源发电随机性、波动性以及“东边日出西边雨”等问题带来的影响将愈发突出，造成的区域间不平衡将会加剧，电网公司需要担负起更多责任。“‘能源互联网’的表现形式之一，就是聚集新能源发电，并通过合理调配实现不同地区、不同时段的互补，这在电力系统下一阶段发展中十分重要。”

上述电网企业人士对此表示赞同：“各省级电网通过互济保障运行、提高效率，我国的体制优势一定程度上也保障了这种互济的纠错能力。以此来提升电力系统安全可靠运行的潜力还很大，例如跨区大通道的利用率有待进一步提升。”