作为平衡能源供需、提高电力系统稳定性和灵活性的关键解决方案，储能的作用日益凸显。在中国能源研究会日前主办的新型电力系统沙龙上，多位业内人士指出，新型储能与分布式能源资源具有互补性，是未来电力系统不可或缺的组成部分，但新型储能的规模化发展仍需把握节奏，所缺失的体制机制条件也需进一步梳理优化。

　　■配而不用有待解决

　　国家能源集团技术经济研究院能源市场分析研究部高级研究员姜大霖表示，相比抽水蓄能，新型储能建设周期短、选址更灵活、调节响应迅速，特别是一些长时储能技术路线在形成一定规模后，在电力系统中的作用接近抽水蓄能。

　　“伴随风光等波动性能源发电量不断上升，未来的电力系统需要更多灵活调节手段。”中国社会科学院工业经济研究所能源经济室研究员朱彤表示，以往的系统灵活性通过抽水蓄能一类集中、大规模的方式提供，而本地灵活性提供较少。“伴随我国部分地区强制风光发电配储政策影响，新型储能正快速发展。”

　　不过，自然资源保护协会能源转型项目主管黄辉指出，在电源侧方面，由于新能源尚未大规模进入市场，其波动没有在市场上体现出电力供需关系和价格变化，因此这一环节的新能源配储存在配而不用现象。

　　朱彤也指出，从欧美实践看，电源侧大中型光伏电站配新型储能的基本逻辑是，发电商希望将中午的低价电存储起来，等高峰时段再送到电网，实现发电利益最大化，而不是为了提供系统服务。“对欧美发电商来说，是否配储主要取决于不同时段的光伏发电收益加上政府的部分补贴，能否增加其总体利益，而不是为储而储。结合国外经验，完善电力现货市场机制是助推新型储能发展的重要一步。”

　　■参与市场机制需完善

　　朱彤指出，波动性发电在我国总发电量中的占比仍然较低，尚未进入波动性发电决定电力系统运行的模式的阶段。但由于我国电力系统灵活性较低，短期内风光等波动性发电快速增长已对电力系统运行模式产生冲击，导致去年一些地区的分布式光伏发展“亮起红灯”。

　　姜大霖指出，随着波动性新能源占比逐步提升，从电力系统需求看，需要新型储能在内的灵活调节资源加快发展。而且，需要全面评估和界定储能在促进风光资源消纳、稳定电力供应以及降低碳排放等多个方面的价值，并建立完善的市场化机制，促进成本消化、科学布局和有序发展。

　　一位参与开发多个风光大基地的企业负责人透露：“储能项目主要通过电价峰谷价差套利，但整个西部地区电压水平比较低，电价差异并不大，年平均价差约0.25元，项目成本回收期可能比设备的运行寿命还长。”他指出，有些地区要求风光发电配备储能和相关产业，给企业带来不小压力。

　　但该负责人也表示，近几年储能发展和市场机制的探索都非常快。“山东、甘肃和宁夏等多省区陆续出台激励性政策，伴随容量租赁等机制出台，投资回报率得到改善。”他指出，新型储能是一个新兴的市场主体，应给予其包括容量电价和服务市场在内的多样化参与机制，以激励其发展。

　　■通过市场明确定位

　　朱彤认为，新型储能只是灵活性资源的一种，现有电力系统无论在电源侧、电网侧还是用户侧，存量灵活性资源都还有挖掘潜力。这些潜力的释放有的需要增加边际投资，有的需要通过深化机制改革来实现。“例如，大电网和各局域网之间联络性的优化，也是提高灵活性的一种方式。负荷侧也有很大优化空间，但一直缺少系统激发负荷侧灵活性的市场机制。”

　　姜大霖也表示，除负荷侧和电网侧资源外，伴随煤电与新能源联营政策稳步推进，现阶段灵活性改造后的煤电是最具经济效益的调节资源。而为探索储能在电力系统中的定位并实现规模发展，需要在统筹考虑“风光火储一盘棋”和“源网荷储一体化”的基础上，构建一个公平、涵盖各种灵活性资源的市场平台，依靠市场化机制促进储能产业可持续发展。

　　朱彤认为，新型储能所缺失的体制机制条件需进一步梳理，包括电改是否对网络运营商实现了有效监管，垄断性环节与竞争性环节是否实现了彻底分离，输配电价改革是否使网络运营商的行为真正转变为“网络运营商”等。“这些是电力市场有效竞争和有效监管得以实现的前提，也构成了包括新型储能在内的所有新的分布式灵活性资源有效运行和价值实现所需要的体制机制前提。”