中國儲能網(wǎng)訊：隨著我國新能源并網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，其間歇性、波動性的顯著特征，對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和消納能力帶來了日益嚴峻的挑戰(zhàn)。為此，要保障新能源產業(yè)的健康發(fā)展，亟待加快建設適配的靈活性調節(jié)資源。5月25日，我國首座大型鋰鈉混合儲能站——南方電網(wǎng)寶池儲能站正式投產運行，不僅具有技術示范意義，更凸顯出電網(wǎng)企業(yè)在推動儲能產業(yè)發(fā)展過程中的關鍵作用。
近年來，煤電越來越多承擔著電力系統(tǒng)的靈活性調節(jié)、保障穩(wěn)定的角色。傳統(tǒng)煤電機組的設計經濟性基于年運行5500小時的假設，但隨著新能源大規(guī)模并網(wǎng)，煤電機組頻繁調峰、低負荷運行，2024年全國煤電機組平均利用小時數(shù)僅4200小時。按當前趨勢，煤電效率和經濟性未來可能會進一步降低。因此，僅靠煤電支撐新能源大規(guī)模接入及調節(jié)，從中長期經濟發(fā)展看不可持續(xù)，儲能產業(yè)的重要性日益凸顯。
儲能系統(tǒng)經濟收益較弱、資本缺乏積極性，是當前儲能技術發(fā)展滯后的主要原因。因此，在繼續(xù)加大科研支持之外，在商業(yè)模式上也要進行戰(zhàn)略調整。
目前，市面上一般儲能企業(yè)的度電成本在0.5元左右。部署在電源側（發(fā)電環(huán)節(jié)）的儲能系統(tǒng)，其收益高度依賴電價機制和市場套利空間。但現(xiàn)階段，我國峰谷電價與容量補償機制尚未完成，儲能收益模式還不清晰，投資者信心不足。即便在政策推動下，部分儲能系統(tǒng)仍存在“建而不用”的情況?！?024年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，2024年新能源配儲系統(tǒng)的日均利用小時數(shù)僅2.1小時，年均利用率僅為32%。
相較而言，在電網(wǎng)側（輸電與配電環(huán)節(jié)）實施統(tǒng)一規(guī)?；瘍δ懿渴?，對推動新能源發(fā)展有四方面系統(tǒng)性優(yōu)勢：其一，制度與政策的集成效能，讓國有電網(wǎng)體系具備電網(wǎng)側統(tǒng)一大規(guī)模儲能的實施基礎。電網(wǎng)企業(yè)作為國有主體，不僅兼具更強的資源統(tǒng)籌、跨區(qū)域調度及抗風險能力，還可通過統(tǒng)購統(tǒng)銷機制與區(qū)域電力平衡策略，最大化釋放電網(wǎng)側儲能的調節(jié)價值。
其二，電網(wǎng)側儲能作為新型電力系統(tǒng)的核心基礎設施，還兼具戰(zhàn)略安全屬性與長期公共福利價值。在投資邏輯上，電網(wǎng)側儲能類似于高鐵網(wǎng)絡，財務賬面上或許存在虧損，但其通過國家統(tǒng)籌建設釋放出的跨區(qū)域資源配置效能、產業(yè)輻射帶動效應和社會綜合收益是巨大的。與之類似，電網(wǎng)側儲能同樣可參考“前期投入換長期收益、局部成本換全局效益”的模式，以國家戰(zhàn)略投資激活全要素生產率，以能源基礎設施的“乘數(shù)效應”撬動經濟社會的綠色轉型，其深遠意義遠超單一行業(yè)的盈利考量。
其三，相比單體規(guī)模較小的發(fā)電側儲能，電網(wǎng)側儲能的集中式布局天然具備規(guī)模經濟特性，可通過共享輸電線路、監(jiān)控系統(tǒng)等基礎設施集中建設，有效攤薄單位成本。抽水蓄能作為當前電網(wǎng)側儲能的主力，卻受限于水力資源稟賦，部署規(guī)模存在天然瓶頸；而大型電化學儲能（如鋰電池、液流電池）不受地理條件制約、響應速度快，但成本較高。要構建二者協(xié)同互補的新型儲能體系，離不開電網(wǎng)的戰(zhàn)略性布局。
其四，當電網(wǎng)遭遇設備故障、自然災害沖擊時，電網(wǎng)側儲能作為系統(tǒng)級應急電源，還可為醫(yī)院、通信樞紐等關鍵負荷提供緊急電力支撐。這種“電力安全緩沖帶”，既突破了用戶側分散儲能容量有限、協(xié)同性不足的局限，也彌補了電源側儲能受限于電廠地理位置的短板，可通過統(tǒng)一調度實現(xiàn)應急資源的精準投放，成為供電安全的韌性保障。
盡管具備一定優(yōu)勢，電網(wǎng)側儲能的大規(guī)模布局發(fā)展仍需要從四方面突破成本瓶頸。
一是強化政策引導，構建多層次支持體系?？山梃b高鐵發(fā)展，在規(guī)劃、投資、定價與制度設計等方面為構建電網(wǎng)側儲能提供政策性支撐，如設立專項基金、財政補貼、完善儲能參與電力市場規(guī)則等方式，降低初期建設投入負擔。
二是進一步完善現(xiàn)貨市場。新能源電力入市后，現(xiàn)貨市場峰谷價差的顯著擴大為電網(wǎng)側儲能創(chuàng)造了核心盈利支點。在電力低谷時段，電網(wǎng)可利用儲能系統(tǒng)低價吸納過剩新能源電力進行儲備；當進入用電高峰，儲能系統(tǒng)則可釋放儲備電力以滿足需求，這將有效減少電網(wǎng)向發(fā)電企業(yè)采購高價電力“調峰填谷”的成本規(guī)模。
三是依托容量市場機制，保障長期收益。容量市場是電力系統(tǒng)為保障長期供電可靠性建立的基礎性機制，其核心是對提供備用容量的主體給予合理補償。若電網(wǎng)側儲能替代傳統(tǒng)煤電，成為可靈活調度的大容量調節(jié)資源，將可參與容量市場獲取穩(wěn)定收益。
四是完善用戶側成本傳導和響應，構建公平分攤機制。輸配電價作為連接電網(wǎng)與用戶的價格紐帶，可將儲能的投資與運營成本部分納入其中，分攤部分終端電價。同時，可通過動態(tài)調整峰谷電價，在高峰時段適當提高電價以反映儲能的邊際服務成本，引導用戶錯峰用電。（作者是廈門大學管理學院講席教授，中國能源政策研究院院長）
