日新月异！产业发展助推新型储能成本靠近抽蓄
发布日期：2024/3/15
虽然近年来电池成本快速下降，但考虑规模和应用场景，对于电力系统来说，新型储能仍然是“贵族”产品，其经济性还是第十四届中国国际储能大会上众多专家学者关注的焦点问题。
南方电网能源发展研究院新能源研究所副所长杨再敏认为，构建新型电力系统，新型储能有发展的必要性，应对标抽水蓄能、火电调峰和新能源发电三者成本。
杨再敏介绍，抽水蓄能是当前新型电力系统调节的主力军，其全生命周期的度电成本约为0.3元。他认为，随着新型储能技术进步和产业发展，其度电成本有望靠近抽水蓄能。
目前，我国电力系统调峰能力主要由煤电机组提供，且煤电灵活性改造后参与深度调峰的成本低于新型储能。杨再敏认为，在煤电逐步向调节资源转型、发电量降低和在碳市场运行的背景下，煤电的总体调节成本会有所提高，新型储能和煤电的调峰成本差距有望逐步缩小。
新型储能也要和导致调节成本增加的新能源发电“算一笔账”。杨再敏介绍，目前，国内陆上风电、光伏发电的度电成本约为0.2元，海上风电约为0.5元。若新型储能的成本接近新能源发电成本，其在电力系统中的价值将得到充分体现。
浙江大学教授辛焕海表示，新型储能为新型电力系统建设提供了一种技术路线，但也是可替代的，因此新型储能要在电力系统中找到适合自己的赛道。
辛焕海看好新型储能在风光大基地的应用前景。由于风光大基地新能源出力波动性大、火电等调节电源较缺乏，新型储能是一种经济的、能对电网起到重要支撑作用的调节资源。他也提到，在极端天气下，新能源可能不出力。在新能源规模扩大并逐步成为主体电源的趋势下，电力系统也需要跨周、跨月、跨季节的长时储能。
找到匹配度高、竞争力强的应用场景后，由谁承担储能成本是必须回答的问题。“这要求能追踪谁应用了储能的调节能力，并根据相应的市场规则分摊成本。”他建议，后续市场要建立、完善储能的价格机制、能力应用追踪机制和成本分摊机制，让新型储能可以在更多领域发挥更大的作用。
南方电网公司专家委员会专职委员、特级战略技术专家郑耀东表示，国内新型储能特别是新能源配储，离实现“谁投资谁受益”仍有较大差距。他提到，目前用户侧储能在浙江、广东、江苏等分时电价政策较好的地区发展较好，一个重要原因是其通过市场收益鼓励投资。因此，电源侧和电网侧储能，要利用电力市场引导储能有效投资。他也提到，目前不同类型的储能支持政策不同，“储能行业要在不同的支持政策、多样的应用场景中找到各自的发展空间和盈利渠道”。
有参会专家呼吁，对新型储能和抽水蓄能等不同类型的储能不做排他性评价，为各种新技术创造公平宽松的环境，共同解决新能源大规模发展带来的问题。
来源：南方能源观察 作者：洪嘉琳
