两部门部署提高电网调节能力，储能如何更好参与新型电力系统建设

为更好推动和适应新能源大规模发展，2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，对加强电力系统调节能力建设各项重点任务作出系统部署。其中，储能能力建设成为关注的重点。

此前，2021年3月中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统，为能源电力发展指明了方向。2023年，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，并提出加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

在新能源快速发展、全社会电气化水平逐步提升的背景下，电力逐步成为我国能源的主力军。如何在增加绿色电力供给的同时保障电网安全和电力价格稳定成为建设新型电力系统的关键。

构建新型电力系统是推动电力低碳发展和稳定供应的关键之举

随着经济的发展和全社会电气化水平的提升，电力逐步成为我国能源消费的主要形式。同时，作为能源消费大国也是碳排放大国，我国电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42%左右，电力行业成为全社会绿色低碳转型的重点方向。

因此，推动能源绿色转型必须重点推进电力行业的低碳化，大幅提高新能源装机和发电比重。根据国家能源局数据，2023 年，我国全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长 6.7%。截至2023年底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，首次突破50%。

其中，2023年全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3，相比去年提升2个百分点。由此可见，可再生能源逐步成为我国“第一电源”，可再生能源发电占比也逐步提升，电力行业低碳化趋势明显。

但可再生能源发电、尤其是风力光伏发电具有明显的波动性，大规模新能源电力上网对电力系统的稳定性造成冲击，也直接影响着能源保供和能源安全。例如，2023年初，受来水偏枯、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张；同时，受电力系统调节能力下降影响，云南也面临弃风弃光的问题。

由此可见，构建适应可再生能源发电特点的新型电力系统，通过配建储能降低可再生能源的波动性，提升电网的调节能力，才可以在不断增加绿色电力供给的同时保障电网安全和电力价格稳定。

新型储能将迎来更多元、更广阔的发展空间

新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。

2022年我国出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，为推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展作出了总体部署。《方案》指出，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，对能源转型的支撑作用初步显现。

在政策鼓励和市场需求推动下，我国新型储能迎来爆发式增长。国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。从区域分布看，华北、西北地区等新能源发展加快的地区新型储能发展也较快，其中西北地区占29%，华北地区占27%。

根据国家能源局预测，2024年我国并网风电将5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力将进一步凸显，储能的市场需求空间进一步打开。

此次《意见》中提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上，可支撑全国新能源发电量占比达到20%以上。并提出探索推动储电、储热、储冷、储氢等多类型新型储能技术协调发展和优化配置，满足能源系统多场景应用需求。可以看出，多元化技术储能路线将迎来市场化应用的机遇。

完善电力市场参与机制，加快储能与电力系统各环节融合发展

新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。虽然新型储能的发展速度较快，但其市场机制和体量仍无法满足新能源电力消纳以及新型电力系统建设的需要。

建设具有强大调度能力的新型电力系统需要对“源网荷储”各个环节统筹规划，也需要建立适应储能参与的电力市场机制，保障储能调度的商业利益；同时，也需要储能规模化发展，实现对电源侧、电网侧和用户侧等电力系统各个环节的全面覆盖。

首先，储能主要通过调峰、调频等方式增强电网的调节能力，这就需要保证储能在电力调度过程中存在盈利空间。因此，应建立完善储能项目平等参与市场的交易机制，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，适度拉大峰谷价差，为电源侧、用户侧储能发展创造可行的商业空间。

其次，协同推进电源侧、电网侧和用户侧储能建设，提升新能源消纳和电网整体水平。其中，电源侧，加快推动系统友好型新能源电站建设，以新型储能支撑高比例可再生能源基地外送。电网侧，在电网关键节点和薄弱区域配置储能提高大电网安全稳定运行水平；用户侧，围绕重点终端用户，推动分布式储能基础设施建设，鼓励发展微电网、虚拟电厂等新能源应用场景，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。

新京报零碳研究院研究员 任大明