王 刚
（山西省社会科学院能源经济研究所，山西 太原 030032）
电力系统储能主要分为机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、化学储能（铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池）和电磁储能（超导电磁储能、超级电容器储能等）3个大类[1]。新型储能，是指除抽水蓄能以外的以输出电力为主要形式的储能项目[2]。目前新型储能主要包括：电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、储氢、储热等。储能是保证电网电能质量稳定的重要途径和手段，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备[3]。作为能源生产和碳排放大省，如何立足山西资源禀赋并积极推动绿色低碳转型发展？如期实现双碳目标？构建以新能源为主体的新型电力系统将为能源转型和双碳目标的实现提供有力支撑。
目前，山西省已经形成了以煤、电为龙头，风、光、气、氢等齐头并进的安全绿色多元能源供给体系。图1为山西省“十三五”电力装机规模及“十四五”电力装机规划。据《山西省可再生能源发展“十四五”规划》显示，到2025年山西可再生能源发电装机将占电力总装机容量的50%以上，其中风光装机将分别达到3 000万kW和5 000万kW，而可再生能源的发电量将从2020年的12%提升到30%左右[4]。改善风光资源随机性、波动性、间歇性的明显缺点，增加可再生能源消纳，使得可再生能源更好地为电网出力，储能是基础。对此，山西省加大了储能的中长期发展，预计到2030年抽水蓄能装机的容量将超过1 500万kW，电化学储能超过1 000万kW。但是，由于选址困难、电站投资大、建设周期长以及气候异常加速枯水期到来等缺点，抽水蓄能很难跟上风光等新能源的快速发展和智慧电网建设步伐。同时，新型电力系统构建需推动更多更广的分布式新能源发展，并加快其与电网系统匹配。新型储能体量小、布置灵活、响应快速，是优质的灵活性调节资源。因此，为了促进高比例可再生能源消纳，新型储能的发展不可或缺。
图1 山西省电力装机规模
1.1 优点
1）多点布置且灵活性强。传统的抽水蓄能调峰、火电调峰多注重于提升电力系统的全网调峰能力，且一般规模较大，会出现无法响应电网局部调峰需求的情况。新型储能电站可根据新能源发电场地分布而灵活布置，也可针对新能源出力特性而灵活调整，承担分布式储能的角色，在微网和分布式电网中可以发挥重要作用，提升电网局部的调峰灵活性。同时电化学储能电站投资小，建设周期短，相较抽水蓄能从规划到投运需要10年时间的建设周期，可以更灵活适应政策变化和提升电网灵活性。
2）响应快速。新型储能电站体量小，反应速度快，具有毫秒级的充放电转换能力和低转动惯量优势，对风光实时出力快速响应，减少对电网的冲击。同时跟踪发电计划，对电网的安全稳定运行和智能电网建设具有重要意义。
3）应用场景广。新型储能电站的应用场景较抽水蓄能更广，在发电侧、电网侧、用户侧、能源互联、能源管理、能源交易等场景发挥重要作用。发电侧通过平抑波动、平滑输出、调频调压、削峰填谷、发电预计等实现风电光伏大规模并网；
电网侧可辅助调峰调频调压，防止大规模停电；
用户侧可峰谷套利，需求响应，充当备用电源，提高供电能质量和供电可靠性；
能源互联实现新旧能源在发输配储和用电安全可靠的多能互补能源体系构建；
能源管理实现源网荷储一体化智慧能源管理系统和新型电力系统；
能源交易推动碳交易助力碳中和。
1.2 缺点
1）储能技术有待突破。新型储能技术的发展还处于起步阶段，尚未完全成熟。锂电池的安全技术、变流器的寿命和效率、EMS的信息化智慧化技术、退役电池的回收利用技术都需要加快突破。
2）面临安全及二次污染问题。就电化学储能来说，安全和环保是目前无法避免的两大问题。锂电池资源消耗大，并且制造过程会产生污染。此外，退役电池又有可能产生新的环境问题。在安全方面，近10年间，储能电站事故频发，造成了严重的财产损失和人员伤亡，这其中多起事故是由电池系统缺陷造成的，电化学储能技术的安全性还有待进一步的研究和探索。
综上所述，新型储能电站具备地理位置限制小、一次性投资低、成本持续下降、建设周期短、灵活性强、应用场景广等优势，更适应新能源发电波动性、间歇性的特点，是支持风电光伏大规模发展的基础，也是实现源网荷储一体化建设的必要条件。随着技术的进步，电化学储能不仅成本会进一步降低，还会向着更加安全环保的方向发展。
2.1 新型储能规模快速增长
山西新型储能主要集中在电源侧，已投运电源侧储能11项，总容量11.1万kW，多采用三元锂电池和磷酸铁锂电池，主要用于火电厂联合调频。电源侧储能的配置提升了火电机组调节性能，提高了山西电网整体调频效率。
山西省“十四五”期间将投建33项新型储能项目，装机容量达到4.783 GW，其中15项已获批山西省“新能源+储能”试点示范项目。同时，独立储能在建项目8项，总容量100万kW，“新能源+储能”在建项目82项，总容量95.9万kW，预计2023年底全部投产。
2.2 多种储能技术并行
在新型储能技术路线上，山西省在已投运或规划建设储能项目上，采用电化学储能系统40项、飞轮储能5项、压缩空气储能1项、熔融盐储能1项、电储热1项、超级电容器储能1项。其中，磷酸铁锂电池储能技术的储能装机容量超过40%，成为继抽水蓄能之后的第二大储能技术。多种储能技术路线已经在山西省扎根，并将带动山西储能关键技术研发及装备制造的快速发展。
山西省积极推动各类应用场景下储能工程的试点示范，在山西省发布的《关于首批“新能源+储能”试点示范项目的公示》中，项目涉及的技术类型包括磷酸铁锂电池、飞轮储能、全钒液流电池、压缩空气储能、超级电容和钠离子电池[5]。第36页图2为山西公布的首批“新能源+储能”试点示范项目中储能技术类型与模式。多种储能技术的试点示范将推动山西储能技术进步。山西省也积极推动多种储能技术联合应用，在此次示范项目中有多项复合型储能试点示范。在示范项目中，单一储能技术有8项，两种储能技术复合模式有7项，包括磷酸铁锂+飞轮储能、磷酸铁锂+全钒液流电池、钠离子+飞轮储能、锂离子电池+超级电容。
图2 山西首批“新能源+储能”试点示范项目技术类型及模式
此外，全球首套1 MWh钠离子电池储能系统已在山西省投运，同时全国第一条钠离子电池生产线已进入调试并开始试产。山西省也将继续向钠离子电池、飞轮储能、高比能锂硫电池、20 MW级锂电池独立储能电站运行控制技术、退役动力电池梯次利用和再生利用生产等关键技术展开攻关。
2.3 政策支撑力度大
山西为新型储能的发展提供了良好的政策环境，先后出台10多项相关政策文件，明确了储能的市场主体地位和市场准入条件，细化了独立储能参与市场交易的规则，在储能项目管理、市场干预、交易规则、试点示范、要素保障上形成了基本政策体系架构，为“十四五”山西新型储能发展提供了支持和保障。
2017年，发布《关于鼓励电储能参与山西省调频调峰辅助服务有关事项的通知》，明确了电储能参与辅助服务的基本要求。2020年，下发《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》，鼓励市场主体建设独立储能设施并参与辅助服务市场[6]。2021年12月，《山西省发展和改革委员会关于完善分时电价机制有关事项的通知》提出进一步完善山西省分时电价政策，扩大峰谷价差，上调尖峰电价，扩大了储能电价盈利空间，鼓励工商业用户配储[7]。2022年5月，发布《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》的通知，鼓励新能源企业通过双边协商交易向独立储能运营商购买一次调频服务，是全国首个正式发布的新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策[8]。这些政策全面覆盖新型储能发展的各个方面，尤其是新型储能的市场化发展，对新型储能的市场主体地位、准入条件、市场交易规则、参与辅助服务、定价机制、补贴补偿、要素保障等予以明确支持。
2.4 面临的问题
1）成本相对较高。随着新型储能发展步伐的加快，成本依然是所面临的巨大挑战。电池作为储能系统核心，成本占整个系统的一半以上。从2020年10月开始，电池上游金属材料价格飙升，目前上涨势头放缓但短期内下降空间不大。同时，储能系统的安全性、成本以及面对IT设备和新能源车领域对电池的需求增大，使储能厂商面临被动局面，短期内新型储能项目的商业化进程放缓。山西省储能行业主要集中在上游电池的制造，而原材料价格上涨导致山西电池企业利率降低、项目建设延期等，对储能产业及当地经济造成了冲击。
2）产业链不完整。近年来，山西省加大储能产业链建设，目前主要集中在上游锂电池的电极材料、隔膜、全钒液流电池制造以及连接设备、设计咨询等方面，以及下游发电侧、电网侧和用户侧的应用。对于储能产业链上游储能变流器（Power Conversion System，PCS）和中游电池管理系统（Battery Management System，BMS）、储能系统、储能系统集成及投资运营等环节有所欠缺。
3）安全隐患大。安全是发展的前提，面对储能建设规模不断增大，数量不断增加，应用越来越广，安全隐患也在不断增加。近些年，储能电站事故偶有发生，山西省在2017年发生了两起储能电站着火事件，安全性面临严峻考验。究其原因是还没形成统一的技术规范和技术标准，储能安全不仅是电池等储能技术问题，还涉及设计、施工、运维、退役等各个环节，需各方提高重视程度，完善行业标准，在设计建设、运行维护中加强防范。
4）体制机制有待完善。新型储能应用规模快速扩大的同时，也面临市场机制不完善，如电化学储能容量电价及容量补偿机制未建立，储能收益模式缺乏。激励性政策欠缺，对于投入较大的储能项目，短期内投资回报困难，需政府激励与扶持。
山西省要充分利用能源革命综合改革试点的契机，积极出台有利于储能项目建设的价格、财税、融资等方面的政策，形成支持储能技术发展和商业模式创新的政策环境，继续推动新型储能项目试点示范，鼓励新能源配储，发挥新型储能在山西新型电力系统构建和实现双碳目标的关键支撑作用。
3.1 完善新型储能价格形成机制
进一步确立新型储能独立市场主体地位，支持新型储能作为独立市场主体参与中长期交易、现货和辅助服务等电力市场。完善新型储能参与辅助服务市场运营规则。支持独立储能作为单独市场主体参与调峰、调频等辅助服务市场，完善独立储能项目申报、出清、结算等交易机制。完善峰谷分时电价机制，引导需求侧灵活调节资源参与电能、辅助服务等市场交易，扩大需求侧资源参与电力市场的规模，促进“源-网-荷-储”协调发展。
3.2 完善储能技术创新支持政策
加快储能产业与发展的研究，鼓励研发极具商业化应用前景的储能系统集成技术和能源管理技术等，加速储能技术落地转化和成果应用推广，促进产学研用结合。在山西省形成储能工艺设计、系统集成、运行维护完整的产业体系，在中长期新型储能发展进程中发挥积极作用。
3.3 健全新型储能项目激励机制
完善初装补贴和电价补贴机制。围绕储能发电侧、输电侧、配电侧、用电侧，积极探索研究制定适合山西省实际的储能补贴政策，重点在设备的采购和储能放电的上网电价方面实施补贴。完善新型储能示范项目补贴机制。对具备发展潜力、极具创新的技术示范项目给予技术攻关研发、优惠税费和低息融资补贴。拓展储能融资渠道。针对储能产业发展特点，鼓励各类金融机构为储能产业发展提供精准化、差异化金融服务。支持将新型储能纳入绿色金融体系，推动建立储能发展基金，鼓励社会资本投资新型储能产业，健全社会资本融资手段。此外，要加大招商引资力度，给予储能产业更加优惠的招商引资政策，引导全产业链企业来山西省发展，补全储能产业链。
3.4 完善安全标准与监管体系
构建储能全链条技术标准。按照储能发展和安全运行需求，研究完善储能标准体系建设的顶层设计，强化标准的规范引领和安全保障作用。健全储能项目准入、应急管理、环保等标准，开展不同应用场景储能标准制修订，促进协调相关行业标准化管理机构，以及储能领域相关标准化技术组织间的沟通及协作，建立健全储能全产业链技术标准体系。对退役电池回收企业进行统一资质认定，同时构建严格的退役电池回收再利用检查审核标准，降低因退役电池带来的安全隐患。
加强储能安全监管，完善安全监管规则。政府部门要明确监管职责，在项目准入、检查、审核、规划设计、质量控制、并网调度、应急消防等环节主动落实监管责任，形成合力，降低安全风险。建立新型储能并网检测准入机制，从源头杜绝安全隐患，提升电网安全运行水平。企业要发挥安全责任主体作用，明确储能项目在各个环节、要素的安全风险点，制定应对措施。
3.5 强化要素保障
加大用地支持，储能电站作为公共设施优先安排土地供应。对储能示范项目用能指标给予支持，能耗指标予以倾斜。加强人才培养，打破学科和专业壁垒，加快多学科、多领域交叉融合、协同创新。
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