近期，我国多地区气温大幅攀升，用电高峰期提前到来。随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，灵活调节资源在保供中的重要性凸显。

作为“大号充电宝”，新型储能原本可以通过“白天储电、晚上放电”的功能，在用电高峰期增加发电能力，缓解缺电压力，发挥“顶峰”作用。但记者调查发现，由于市场机制不健全、收益模式单一、产品质量参差不齐等多方面因素，一些建设企业观望情绪浓厚，部分已建储能电站运行也不充分，“顶峰”调节作用未能有效发挥。业内人士建议，应科学合理规划各地储能电站建设，加快建设电化学储能电站安全监测体系，建立体现储能价值的市场机制，让新型储能真正在保供关键时刻“顶得上”。

7月5日，京津冀及黄淮等地再现高温，部分地区日最高气温超过40℃。而在刚刚过去的6月，我国共发生4次区域性高温过程。


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国家能源局副局长余兵表示，近期多个地区气温大幅攀升，用电高峰期提前。迎峰度夏期间电力供应总体有保障，但区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决。

根据中国电力企业联合会（下称“中电联”）提供的数据，除了南方、华东、华中等区域外，西北地区今年预计也将出现用电紧张的情况。“这是之前没有出现过的。”中电联规划发展部主任张琳称。

业内人士指出，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，叠加极端天气多发频发等因素，我国电力供需平衡压力增大，小发期出力不足和大发期消纳困难交织，长周期保供应和保消纳问题日益凸显。

以宁夏为例，2023年常规电源零新增，新能源占比超过50%，用电负荷保持快速增长，有效发电能力与用电负荷不匹配、局部电网负荷超常规增长问题日益突出，电力保供压力持续增大。

数据显示，6-8月，宁夏供需依然整体呈现“缺口常态化、局部卡口重、保供挑战大”的状态。根据统计分析，如果处在极端天气下，仍存在一定电力缺口。

“现在面临的问题是灵活性调节资源紧缺，火电资源已基本充分利用，下一步为新能源提供更多调节支撑的能力有限。”宁夏相关部门一位负责人介绍说，“今年以光伏为主体的新能源建设步伐都在加快，白天时段大家电力供应都相对富裕，但早晚高峰电力紧缺，导致白天新能源大发时段电力送出难，出现弃电情况，晚上却又缺电，亟须储能发挥调节作用。”

“现在是两头靠天吃饭。” 中电联电动交通与储能分会会长刘永东这样形容新型电力系统加速构建下的供需形势。他告诉记者，在供应端，天气的阴晴不定、风力的时强时弱都会对光伏、风电等新能源发电产生影响，随着新能源装机规模和占比的不断提高，这种强随机性、波动性和间歇性特征更加凸显。而在需求端，近年来高温、寒潮等天气对用电的影响也越来越突出。“因此更要充分发挥储能等灵活性调节资源在电力保供中的作用。”

作为提升电网调节能力、综合效率和安全保障能力的重要支撑，我国储能发展需求旺盛。今年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。目前，全国各省份新能源配置储能比例基本在10%-20%，部分地方鼓励提高至25%以上。

“新型储能形态比较多，但目前技术发展较快、产业规模较大的，主要是以锂离子电池为主的电化学储能。”刘永东介绍说，从全国电力安全生产委员会19家企业成员单位统计数据来看，2022年新增投运电化学储能电站总能量7.86GWh，占已投运新型储能电站总能量的60.16%，同比增长175.81%。2022年在建电化学储能电站300座，总功率11.70GW、总能量29.03GWh。按照建设周期一般为6至8个月计算，在不计新增项目的情况下，2023年同比也将增长超100%。

即便增长速度如此之快，相较新能源发展进程，储能配置仍显不足。记者在采访中了解到，很多地方储能备案项目多、实际开工投运的少。例如，西部某省区目前新能源配储比例仅4.5%，“即便是10%的配置也不足以支撑2025年新能源利用率95%的目标。”有业内人士称。

“已备案储能也存在扎堆布局问题，储能规模、类型、布局等均缺乏统筹规划。”多位能源负责人坦言，已建成的新能源储能项目利用率也不高，“有的一天一次调用都没有。”

这种说法与中电联的调研结果一致。中电联数据显示，储能电站依然存在重建设轻运行现象。虽然新能源配储装机占比约40%，但2022年平均利用系数仅为0.03，平均出力系数为0.69，平均日利用指数为17%，利用效果远低于其他应用场景，储能调节作用未能有效发挥。

刘永东指出，新能源储能电站运行“窘相”还表现在非计划停运的频发上。2022年，电化学储能电站全年非计划停运671次，单位能量非计划停运次数为24.45次/100MWh，相比2022年火电机组的非计划停运次数0.35次/（台·年），差距较大。

“储能是伴随新型电力系统发展，为解决电力需求问题而设计的，首要作用就是保供，要在高峰期填补空白，发挥‘顶峰’作用。”西北能源监管局一位工作人员说。

业内人士认为，当前新型储能乏力背后，既有产品质量需要提升等亟待解决的问题，也有新能源配储制度待优化、探索新型储能商业模式等深层次问题。

记者调查发现，去年以来储能并网项目非常多，但质量却参差不齐。电化学储能平均转换效率最高达92.51%，最低却只有33.91%。除了具有安全隐患外，质量不一样的储能电站都以相同价格或相同容量对外租赁，可能会导致“劣币驱逐良币”的情况。

“要加快建设电化学储能电站安全监测体系，高度重视新能源配储的产品质量。”刘永东强调。

业内人士建议，应出台储能容量的定期核定机制，由电网调度部门定期对储能电站的充放电能力进行检测，对于某些电池衰减幅度明显高于正常水平的储能电站，要核减其对外租赁的容量额度，避免恶性竞争。

与此同时，建立体现储能价值的市场机制也至关重要。全国储能电站收益模式主要有容量租赁、辅助服务（调峰、顶峰、调频等）、现货市场、容量补偿等。

目前，电源侧的新能源配储还没有成熟的收益模式，电网侧的独立储能受制于政策波动，辅助服务收益无法达到预期值，容量租赁价格差异明显，租赁期限较短，储能电站收益无法长期保障。替代性储能的收益还有待于纳入输配电成本的政策支持。峰谷套利是用户侧储能最主要的盈利方式，在峰谷差价比较大的省份，效益较好。

“根据我们当前运行情况看，储能项目仅通过每天的充放电收益，达不到原来可行性研究测算的标准，如果没有新路径，就没法支撑今后正常运行。我们还备了两个项目，但因为现在运行情况达不到预算可行性研究，这两个筹备项目过不了集团筹委会，现在就先搁置。”一家能源央企地方相关负责人的观点颇具代表性。

“谁来为储能付这个钱？”这个问题困扰诸多储能行业从业者。“谁受益，谁分摊。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为，电力市场还需要破局，电源侧、电网侧和用户侧要有不同适用的电力市场政策，地方应结合自身禀赋出台具体细则。

刘永东建议，应以发挥储能电站应有作用为导向，进一步确定新能源配储的原则，科学合理规划各地储能电站建设。同时，要公平合理评价新型储能电站与抽水蓄能电站在电力系统中的作用，出台新型储能电站的容量电价机制。持续完善储能参与中长期交易、现货和辅助服务、需求响应等各类电力市场的技术标准、准入条件、交易机制、结算方式，丰富拓宽储能参与市场交易品种，适度拉大现货市场峰谷价差，为储能发展提供稳定的市场空间，形成新型储能电站在电力市场中的价值发现机制和收益实现机制。

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