煤電、水電機組能在寬時間尺度里提供有效容量，而電化學儲能更多發揮的是平抑系統短時波動的作用，很難在高比例新能源發電的系統中完美切換充、放電狀態。

數九寒天，全國多地受寒潮侵襲，北方地區更是創下低溫紀錄。1月6日，華北電網負荷一度達到27355萬千瓦，刷新最高負荷紀錄，最高負荷較去年同期增長17.4%。持續強降溫天氣拉高了全社會用熱、用電需求，也給電力系統尤其是電網安全穩定運行帶來考驗。

近年來，電力系統綠色轉型步伐加快，“風光”裝機均已達到2.3億千瓦。然而，“綠”電裝機占比持續攀升，將使電力系統波動性、不穩定等問題更加凸顯。業內專家指出，隨著“碳達峰”“碳中和”目標提出，煤電進入控量增效階段，新能源勢必得到迅猛發展，高比例新能源電力系統更加離不開調節、備用性電源的支撐。在此背景下，儲能可否為電力系統提供可靠的容量支撐？

無法完全替代煤電

發電設備可以通過發電量體現其電量價值，而不發電時為系統提供備用的發電能力，便是發電設備的容量價值。在我國，抽水蓄能電站、燃氣電站的“兩部制”上網電價中，就包括了這些機組在電力、電量調節之外的容量價值。而隨著近年來煤電逐漸從電量供應轉向電力支撐，為煤電建立容量電價機制的呼聲愈發強烈。

那么，與可再生能源發電搭配的儲能，能否發揮與傳統電源相似的作用？

對此，清華大學能源互聯網智庫中心主任夏清表示：“目前電力系統對容量的需求主要還是體現為對煤電、水電等機組的需求，這些機組能夠在寬時間尺度里提供有效容量。電化學儲能無法代替這部分功能，其更多發揮的是平抑系統短時波動的作用。”

國家發改委一位研究人員也指出，儲能與傳統意義上用作備用容量的煤電機組的保障、調節場景并不相同，難以進行代替。“鋰電池儲能投資成本高，需要高頻率的充、放電才能較好回收成本，更適合2小時、4小時這種級別的短周期響應與調節。如果一個系統需要10小時以上甚至季節性的容量資源，即便有相應的價格補償機制，儲能作為容量資源的競爭力也弱于傳統電源。”

一位電網企業人士則認為，新能源發電在系統中占比的大幅提升將使其波動性產生“質變”。“儲能很難在高比例新能源發電的系統中完美切換充、放電狀態，從保障安全運行的角度，電力系統很難不靠煤電等基礎性電源兜底。”

商業模式難落地

電化學儲能并非儲能技術的唯一路徑。“未來可借助谷期的'綠電'制氫，以氫為介質滿足電能在較長周期內的充、放，儲能也有能力發揮容量備用的作用。”夏清指出，制約儲能發展的瓶頸并非技術，主要在于仍沒有可實現盈利的商業模式。

“目前峰谷電價差還不夠大，沒有反映出每度電在不同時段的真實價值和稀缺性。”夏清說，“需要讓電價能夠反映出真實的電力供需關系，反映出發電資產的利用率，同時能夠讓用戶根據價格信號來主動調整用電行為，這既是各市場主體實現共贏的條件，也是儲能健康發展的關鍵。”

對此，上述國家發改委研究人員認為，價格機制和技術路線是兩個層面的問題，在價格機制捋順之后，究竟采用何種技術路徑，仍需取決于各電力系統的實際需求。“單就儲能而言，電化學儲能、氫儲能、需求側資源、V2G等不同技術路線的運行和調度方式差異巨大，還是要根據不同地區的實際情況具體分析。究竟傳統容量電源、各項儲能路線如何配比最優，也需要由各地根據需求來設計，通過市場來檢驗。”

電網調度潛力待深挖

事實上，目前無論是儲能商業模式，還是傳統煤電渴望的容量補償機制，都處于探索階段。“若要建容量市場，最終容量電源的成本需由電力用戶買單。但目前的經濟形勢和政策環境下，這種成本傳導很難實現。”某發電央企負責人直言，“現在煤電企業呈現電價降、電量減的趨勢，希望享受容量補償機制，但由此帶來的成本增加目前能否承受？”

在探索儲能、傳統電源技術路線與容量機制的同時，是否還可采取其他成本壓力較小的手段，保障電力系統安全運行？

夏清表示，未來隨著新能源裝機占比提升，新能源發電隨機性、波動性以及“東邊日出西邊雨”等問題帶來的影響將愈發突出，造成的區域間不平衡將會加劇，電網公司需要擔負起更多責任。“'能源互聯網'的表現形式之一，就是聚集新能源發電，并通過合理調配實現不同地區、不同時段的互補，這在電力系統下一階段發展中十分重要。”

上述電網企業人士對此表示贊同：“各省級電網通過互濟保障運行、提高效率，我國的體制優勢一定程度上也保障了這種互濟的糾錯能力。以此來提升電力系統安全可靠運行的潛力還很大，例如跨區大通道的利用率有待進一步提升。”