电化学储能应用模式及关键问题

胡静、黄碧斌、冯凯辉

得益于动力电池领域的快速发展，电化学储能技术以其成本和技术优势，逐步在电力系统中得到广泛应用。在中国电力市场化改革进程中，能源及电力建设相关企业对电化学储能在电力系统的大规模应用都给予高度关注。目前电化学储能技术应用逐步由示范转向商业化运营初期阶段，但市场机制尚未成熟，投资主体和收益模式尚处于探索阶段，项目经济性存在不确定性，且缺乏储能和电网的统筹规划，在接入、运行管理方面缺乏相关规定。文章基于储能应用场景和经济性分析，针对电化学储能在近中期发展中需要解决的关键问题开展全面研究。

对于电化学储能项在电力系统的应用和投资，主要受到两类需求驱动，一类是价值驱动，即受到解决电网安全运行、解决特殊场景的输配电功能问题等电力系统的需求影响，投资建设储能项目，另一类是利益驱动，即利用储能的特性在现有或未来价格政策、机制或市场规则中可以盈利的众多投资项目中的一种。对于第一类储能项目应该关注其合适的发展规模，如何统筹与电网的规划，如何优化调度运行等技术管理规范，以及为其在价格和市场机制上找到成本回收途径；对于第二类储能项目，有明确的服务对象和商业模式，更多关注其如何保障安全，如何探索出更多样化创新商业模式等问题。中国电化学储能应用的关键问题包括以下几方面：一是项目投资属性。二是储能与电网、抽蓄统筹规划。三是电价和市场机制。四是储能接入和调度运行管理。五是电化学储能安全问题。六是储能云共享平台。

重新认识“新能源+储能”

时智勇

目前根据国家能源局下发的《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，河南、内蒙、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目。2017年，青海省发改委曾发文要求列入规划的风电项目配置10%比例储能设施，该政策发布后引起较大争议，执行未达预期。随着我国新能源发展迈上新台阶，电源结构、电网运行、电价水平均发生了深刻变化，新能源发电配置储能将面临新的环境。

“十四五”新能源发展面临的消纳矛盾更加突出，为提高新能源发电利用率，降低弃电损失，提高新能源涉网性能，多个省份对储能寄予厚望。新能源发电装机规模持续提升，系统调峰资源日趋紧张。高比例新能源并网，给电力系统安全稳定运行带来全新挑战。

电源侧配置储能相关政策思考

胡静、黄碧斌

随着新能源规模快速发展，而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限，新能源消纳形势严峻。近期，湖南、内蒙、新疆等多地印发政策，明确鼓励风电、光伏发电等项目配置储能设施，提高本省新能源消纳能力，同时推动本地绿色产业发展。本文从政策概况、形势分析和相关建议角度对电源侧配置储能相关政策进行了思考。

“新能源+储能”形势分析：现阶段，“新能源+储能”模式收益模式单一，获利水平偏低。由于缺乏明确机制或收益预期较低，早期出台的多项新能源配置储能政策已取消或搁置。新能源配置储能政策再次引发各界争议，焦点集中在是否应由新能源企业出资配置储能。在电力市场改革推进下，“新能源+储能”模式可通过多种商业模式获益，具备较好的发展前景。

相关建议：一是鼓励采用多种措施提高新能源消纳能力，研究“共享储能”等创新商业模式。二是加快推进储能接入和参与系统调节相关技术标准制定和完善，切实发挥储能系统调节作用，保障电网安全。