新型储能产业正在经历高速增长，但商业模式仍在探索。一边是“双碳”目标下行业的高增长预期，另一边则是新型储能电站功能尚未有效发挥的现状。如何看待新型储能对于电力系统的作用价值，成为行业热议话题。
《南方能源观察》（以下简称“eo”）就新型储能发展专访了南方电网公司专家委员会专职委员郑耀东。郑耀东从事电网调度运行工作25年、科技工作10年，专注储能在电力系统的示范、应用。
郑耀东认为，要从电力系统整体出发看待问题，无论是新能源消纳还是新型储能发展都只是实现目标的手段，电力系统运行终极目标是为用户提供稳定可靠的电力供应。
在他看来，新型储能在电力系统中主要发挥调节作用，但常规机组也有很强的调节能力，这对新型储能是一种挑战。新型储能需要通过市场竞争找到自己的用户，实现自身发展。
储能需求取决于系统特性
eo：如何看待新型储能与新能源发展之间的关系？
郑耀东：很多人认为新型储能很重要，一个关键理由是未来新型电力系统中新能源比重越来越高，因为新能源有“三性”，即随机性、波动性、间歇性，所以为了保障供电以及促进消纳，要发展新型储能。
从“三性”直接推论到电力系统需要很多储能，不够科学。实际上，在常规机组中，水电也有随机性和波动性，尤其是径流水电。水电有丰水期和枯水期，表现为按月、按年波动。用户的负荷曲线也是波动的。电力系统是复杂大系统，需要各种电源在调度协同之下满足负荷需求，从运行角度看，只要能实现整个系统的发用平衡就可以了。
以新能源出力预测为例，出力预测技术可以缓解新能源的随机性，预测得准对消纳有一定帮助，利于调度提前安排常规机组开停机及发电出力曲线，但这也不代表一定能完全消纳，因为届时用电负荷可能并没有预期这么大。
电力系统运行是从整体考虑发用功率平衡，以稳定可靠供电为最终目标。例如，如果能提前预测到风电大发，调度可以安排减少常规机组出力，如果没有预测到大发且无法再减少常规机组出力，新能源发电就会受限，又或者本来给新能源预留了空间但突然没有风了，常规机组又来不及启动，那就要采取其他办法。所有这些因素都是相互联系的。
新能源站之间以及不同的新能源类别都存在一定互补性，比如风电晚上发电多，光伏中午发电多，叠加以后波动性会有所降低。仅从局部实现平滑不是一种系统性最优解决方法。
构建新型电力系统，还是要立足以煤为主的基本国情，尽可能实现常规能源和新能源优化组合，如果这样的组合难以实现稳定可靠供电，那就需要额外增加储能电站投资。
eo：如何判断电力系统对新型储能的需求？
郑耀东：对于新能源消纳而言，实际运行中，如果可能出现弃风弃光的情况，调度机构会动用多种手段压减常规机组，例如深度调峰、停机备用、调整检修计划、调整跨省送电计划等，以保障新能源消纳。当常规手段都用尽以后，为了系统安全可靠供电，不得不弃掉一部分新能源。新能源占比低的地方利用率高，一年中出现这种情况的次数更少。在这类地区为避免弃电而配储，在技术上是可行的，但经济代价有点大。
目前新型储能投资并没有纳入输配电价核定范围内，调度机构主要使用既有常规手段来保障新能源的最大化利用。最近几年我国新能源利用率都在95%以上，能达到这样的效果，大系统的调节发挥了重要作用。
一个地区对储能的需求需要考虑当地电网的负荷特性。从满足用户需求出发，发电资源需要和负荷匹配，二者偏离程度越高越需要更多调节手段。一个系统对于储能的需求不是简单的比例关系。有海岛电池储能规模是新能源装机的200%，在一些更大的系统里储能规模达不到新能源规模的20%，最终要看系统本身的特点，因地制宜按照相应决策机制处理。
新型储能在电力系统中主要起调节作用，体量无法和“三足鼎立”的源、网、荷相提并论。在未来很长一段时间，新型储能也不可能成为大系统中的“第四只脚”，在实现“双碳”目标的路上，新型储能有独特的发展空间，可服务源、网、荷，在调峰、调频、应急等方面发挥使用价值。
新型储能竞争对手众多
eo：电力系统中有多种调节资源，如何看待储能和这些调节资源之间的关系？
郑耀东：煤电灵活性改造之下，深度调峰的范围一直在扩大。据了解，有煤电经过改造后可以将出力压降到额定出力的20%。在我刚刚工作的时候，10万千瓦的机组只能调节到70%左右，再低就可能无法稳定燃烧，需要投油助燃。现在大型煤电机组有能力下调到额定出力的40%，水电机组可以更低。
一些老旧的小机组虽然容量有限、效率低，但折旧已经完成，没有固定投资需要回收，而且剩余寿命还很长，是很经济的调节资源，经济性高于新型储能。带水库的水电也有很强的调节能力。这对新型储能的发展也是一种挑战，这些常规机组的调节能力是客观存在的。
用户侧资源也有一定的调节能力，国内虚拟电厂发展还不成熟，尽管名字里有“电厂”两个字，实际上没有供电能力，主要是参与需求响应。国外有虚拟电厂也可以通过聚合分布式电站拥有供电能力。目前国内虚拟电厂以技术验证为主，商业模式上也还没有实现市场化。
这些可调节资源都相当于是储能的竞争对手。当然，新型储能更直接的竞争对手或者对标对象是传统抽水蓄能电站。
eo：新能源发电是否有必要参与系统调节？
郑耀东：新能源发电上调需要预留发电容量，但可以考虑向下调。水电和火电在参与调节的时候也会损失一定经济性，相当于汽车没有在最理想的时速和路况下驾驶。
在系统需要的时候新能源下调是有一定合理性的，追求百分之百消纳并不现实。实现百分之百的条件是电网的运行方式要正常，负荷要有这么多需求，同时系统没有故障。如果负荷端、通道有特殊情况，或者遇到恶劣天气，可能不得不弃掉一部分，所以我国目前利用率目标通常设为95%。实际上一些地区新能源消纳率接近100%，这就像一个孩子每次都考100分现在考了99分，家长觉得是很大的事，其实并不是。
eo：近年来，许多地方出台新能源强配储能的政策要求，但也出现了“建而不用”“建而不调”的情况，如何看待新能源配置储能政策的发展？
郑耀东：新型储能电站“建而不用”的原因是多方面的，有的电站一开始就是为了满足配储要求而建的。也有一些投资者希望先建起来等国家出台政策，但建好后发现预期难以实现。
但“建而不调”不一定是问题，或许是刚性需求不足，在开展电力现货市场交易的区域，新型储能可以通过自调度参与市场竞争。
新能源配储政策有必要优化，独立共享储能是更理想的形式，以市场化自由交易的方式出租容量。这样政策更加开放，谁都可以投资，储能电站会更加专业化，调度管理上也更方便。独立共享储能按照市场化原则运营，为了能租出去会尽可能控制成本，这也是市场的力量。
另外，很多新能源场站位置偏远，本身运维人员非常少，如果专门配置会拉高储能运维成本。从整个系统出发，无论是建在靠近电源的位置还是靠近负荷的位置都可以为系统平衡做贡献，在工作条件更好的地方建储能站也可降低运营成本。
eo：您为什么一直强调储能要发挥使用价值？
郑耀东：我从2016年开始组建专门的储能研究团队，我发现平常看到的数据都在说储能的规模，包括招投标规模、建设规模，基本没有运营的数据。因此我坚持强调新型储能的使用，一个东西说得再好，不使用还是不行。
2022年中电联公布了新型储能的利用率情况，抛开数据本身，从定性方面看，运行情况一般。
目前在发挥使用价值上，用户侧储能表现较好，因为已经形成相对稳定的商业模式。
使用价值的兑现有赖于市场机制。储能很多人看好，但也很多人说挣不到钱。说好的是在说未来，说挣不到钱的是在说现在，尤其是拥有储能电站产权的人。设备制造商可能赚到一些钱，但电站的投资者盈利还很难。
我们需要有一种市场机制，让真正需要的人能够顺利买到和使用储能品类服务。就像有人要背奢侈品包，有人背帆布袋，市场中存在不同的需求，从需要出发，各种品类可以竞争。当市场需求真实存在的时候，储能自然就发展起来了。
eo：从电力系统需要看，新型储能技术还有哪些进步空间？
郑耀东：电力系统需要寿命更长的储能技术，锂电池安全性问题有待进一步解决，同时，新型储能价格最好能进一步降低。
锂电池技术目前成本最低，钠离子电池和液流电池都希望实现比锂电更低的成本，不过目前尚未走到这一步。压缩空气储能成本目前也偏高，在没有盐穴等有利地质条件的情况下，人工建造硐室成本比较高。
