近年来，随着太阳能和风能等间歇性可再生能源在电网中的占比越来越高，储能成为一个争论不休的焦点话题。传统的电力系统是为处理持续、稳定的能源流而设计的，面对高比例间歇性能源的接入，电力系统消纳能力的短板凸显，面临着全新的挑战。如果把电力系统看做一个巨人，那么从冒着黑烟的黑铁巨人向长出绿叶花藤的绿树巨人的蜕变，无疑是一个洗筋伐髓的艰难过程，其间肯定会产生诸多阵痛。
作为一种能够在不需要时储存能量，然后在需要时释放能量的技术，储能对电力系统的诸多益处已得到公认，其调频、平滑出力、调峰、稳压的功效已得到理论和实践的证明。但是，当下储能的系统级大规模应用仍然是一个非常昂贵的选择，因此其对于实现“双碳”目标和新型电力系统落地的作用如何有效发挥，仍需要深究。这个情况有点像保健品之于人体，相对于治疗药物的剂量和效果，完全不在一个量级上，虽然无论是宣传上还是理论上，储能都几乎全能，但如果用类似药品检验的标准去量化考量，则可能并没有想象中那么美好。那么，问题来了，当新型电力系统面对新型储能，如何掌握“用药之道”?
储能配置：对症下药，量体裁衣
根据实际情况配置适应储能容量，需要对能源系统和当地环境的具体特征进行详细分析。主要考虑因素包括当地的能源规划、气候资源和能源供需状况。其中，能源规划既包括能源结构的总体设计，也包括对并网消纳、灵活调节、节能降碳等方面的具体要求，还涉及到能源相关的上下游产业布局;气候资源既影响到负荷曲线的变化趋势，也关系到当地风光资源的开发潜力和出力特点;能源供需在一天和一年中都会发生一定周期性和随机性的变化，这种变化会通过调峰缺口、分时电价或现货电价呈现出来，继而影响储能容量的最佳配置。为了科学合理配置储能容量，必须综合考虑上述因素，并对能源系统进行详细分析计算，再基于结果制定储能技术类型和容量的配置方式。
这是一个量体裁衣、对症下药的过程，即使同一省份，在不同的阻塞区，储能的运行模式和使用效果也会大相径庭，“一刀切”的储能配置并不能保证解决任何实质性的运行问题。要以最终成效作为包括储能在内的能源投资建设的评价标准，只有实际利用率高才能说明储能或其他装置容量配置的合理性。“源网荷储”协同规划和有机融合有助于确保储能系统以综合和协调的方式部署，关键是优化能源系统的整体效率和可靠性。协同规划的一方面是可再生能源与电网的融合，基于其可变性和间歇性，考虑包括储能在内的所有可用灵活性资源的需求;另一方面是储能与整个系统的协调，需要考虑储能系统自身部署的位置和容量，与电力系统交互的技术和监管要求，以及相关的市场规则等。
虽然储能的规划和配置应该因地制宜地通过测算确定合理规模和形式，但从大的发展阶段可以分为两个阶段。第一个阶段是仍主要以火电等传统能源参与调节支撑可再生能源消纳的时期，该阶段储能还不具备大规模经济使用的条件，应该作为系统的一种有效补充，作为电力系统的“保健品”酌情使用，不需要强制配置，以最终见效为目标理性自主配置;第二个阶段，随着可再生能源并网比例突破临界点，无法继续依靠传统能源作为常态支撑时，储能和需求侧响应，甚至可再生能源本身，都要作为灵活性调节资源的一部分参与其中，该阶段储能将成为系统所必需的处方药，但此时市场机制应能够纳入灵活性价值的考量，使储能投资运营能够通过直接参与市场得到回报，形成良性的商业模式。
近日，由国家能源局牵头制定发布的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》(征求意见稿)指出，储能的配置规模应综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段后，通过生产模拟测算分析确定。其中，配套支撑电源包括煤电、气电、水电、抽水蓄能等，因而对于煤电装机丰富和拥有大型抽水蓄能电站，以及负荷与新能源出力匹配较好的区域，储能的配置规模需求会相对降低。
“储能+”模式：良方活用，无限组合
储能技术本身具有一专多能的特点和灵活多样的技术路线，主要体现在促进可再生能源的消纳并网、改善电网的稳定性和可靠性、实现交通电气化、改善偏远或离网地区的电力供应、提升能源利用效率等方面。而除储能技术外，可再生能源发电技术、智能电网技术、能源优化运行管理等技术，也都成为未来更可持续的新型能源体系的关键组成部分。储能和其他技术的结合，可以重构出一个更加灵活、可靠和可持续的新型能源系统，从而在满足社会需求的同时，减少温室气体排放、应对气候变化，因而“储能+”模式有着近乎无限的可能。
总体而言，“储能+”分为两类：一是储能技术与其他领域的结合，包括“储能+光伏”“储能+风能”“储能+电动汽车”“储能+氢燃料电池”等，通过储能的加持突破对应领域技术上的既有限制，在新模式下形成合力;二是不同储能技术之间的混合，包括：“锂电+超级电容”“锂电+液流电池”“飞轮+电池”“储热+储电”等组合方式，使得功率型储能与能量型储能以合适的配比应对特定的应用场景，辅以状态预测和优化控制技术，达到取长补短的效果。
充满希望和可能性的东西总是让人向往，但能否落地的关键因素还是盈利能力，上述每一种模式都有赖于有利的政策和市场环境的改善，以及储能系统成本的继续降低。值得说明的是，“储能+”是非常灵活的，并不局限于“1+1”式的结合。随着应用场景的细分，在有限的寿命和容量下，考虑到不同技术本身对使用强度、运行环境的要求，不同储能技术与其他技术的叠加混合形式将形成不同成分构成的“药方”，如同在单方和复方之间选择的艺术。
商业模式：适量用药，以终为始
配储不是为配而配，是为了灵活调节。储能到底需要上多少，应该按照最终能有效利用多少、发挥多少价值来确定。
国际可再生能源署(IRENA)在其发布的《电储能估值框架》中从系统价值、项目成本和项目收入三个维度评估电储能的价值。只有当项目收入适当高于项目成本时，项目才有商业落地的可行性，若此时项目的系统价值还能高于项目收入，则该项目除了满足运营者自身商业回报之外，也对社会提供了额外的贡献，是比较理想的状态，储能及相关行业必然能够自发快速成长。但是，如果项目收入不足以回收成本，即使系统价值已被广泛认可，仍然存在一个“谁来买单”的问题。况且，储能项目的系统价值并不是可以完全显性量化的，诸如延缓系统扩容、效率提升、燃料节约、运维降本等，都涉及到太多的变量，短期内难以形成一套能被社会接受的认定和补偿标准。
现阶段电力系统在灵活调节上的缺口成为促使各地推出配储政策的直接原因，但至今没有形成公认的关于该缺口及所需灵活性资源的测算方法和统计结果，配储要求却水涨船高地卷了起来，让人有一种囤药抢购的既视感，虽然不知道最终需要吃多少，拿到手里却是更安心的。但储能这剂好药，对于电力系统这个超级巨人似乎囤多少都不够用，但钱袋子却眼见得变空了。“储能晒太阳”或者“劣币逐良币”的怪象都是源于容量恐慌，纠结于以始为终，却没有从最终如何利用去考虑，势必会造成巨大的浪费。
近年来，国家发改委和国家能源局宣布了大力发展新型储能电站的总体规划。我国各地积极跟进，纷纷推出利好储能的优惠政策，如新能源强配储能、储能补贴、分时电价政策等。目前，全国各地正在执行的储能补贴政策共有32项，其中2022年共发布20项。2022年的储能补贴政策主要集中在用户侧，注重与分布式光伏相结合，因为地方招商产业需求较为旺盛。补贴方式主要包括容量补贴、放电补贴和投资补贴，其中以分布式光伏结合为主。浙江、江苏、四川、安徽和广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。强配储能的政策执行至今，已暴露出诸如一刀切、恶性竞争、利用率低下等方面的问题;分时电价的修订，扩大了峰谷价差，从而增加了储能电站的套利空间，未来将过渡为现货电价;储能补贴则在一定程度上缓解了当前储能投资的资金压力，但也受到资金来源和执行规范的限制。无论何种措施，均要注意避开强配已呈现出的问题，形成正向的精准激励，从而促使储能技术的进步、模式的创新和成本的下降。
储能是一个处于快速发展期的技术密集型产业，同时也是一个面对不确定风险的资金密集型产业，在电力系统的绿色转型期，储能承载着众多的期待，却也难以掩饰尚不成熟的商业模式带来的窘境。储能这一味好药要真正发挥药效，既要悉心培育，也要去芜存菁;既要精心调配，也需辨证施治;既要有主材打底，也要有辅料搭配，从而避免让“一拥而上囤积、一哄而散丢弃”的故事重演。
本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期，作者单位：金风低碳能源设计研究院
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