李定林：以“五化”助力能源绿色低碳转型成本最优
转自：中国能源报
9月10日，由山西省能源局、中国能源报、中国大唐集团联合主办的“2024新能源与电力市场创新发展大会暨第十四届全球新能源企业500强论坛”在山西太原召开。南方电网储能股份有限公司总经理、党委副书记李定林围绕“以‘五化’助力能源绿色低碳转型成本最优”展开探讨。
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作为我国首个主营抽水蓄能和新型储能的新上市公司和初创型的科改标杆企业，南网储能公司连续两年入选“全球新能源企业500强”榜单。南方电网储能股份有限公司是由原南方电网调峰调频发电有限公司和文山电力实施重大资产重组成立。南网储能业务布局覆盖储能产业的技术研发、工程建设、资产运维、产品制造、技术服务全链条，经营范围覆盖广东、广西、贵州、云南、海南等南方五省区，努力向全国辐射，积极往国际拓展。
截至目前，南网储能总资产465.8亿元，已投运装机容量1273.4万千瓦，包括抽水蓄能1028万千瓦（接近全国在运规模总量的1/5），新型储能42.4万千瓦（9座），调峰水电192万千瓦（2座），小水电11万千瓦（12座）。我们计划“十四五”“十五五”“十六五”分别新增抽水蓄能600万千瓦、1500万千瓦、1500万千瓦和新型储能200万千瓦、300万千瓦、500万千瓦。
作为国内最早耕耘抽水蓄能和新型储能的企业，公司业务经历了核电调峰服务、传统电网调峰调频服务、新型电力系统储能服务三个阶段，抽蓄和新型储能服务的对象和特性不断演进。当前新型电力系统背景下，储能对系统的贡献从偏重于“负荷侧的调峰”及“电网的调频”转化为“如何在有限的电网网架资源的条件下更多地消纳新能源”。
新能源的波动性和不确定性对传输网络的通道利用率的负面影响巨大，如果要实现新能源电量的高渗透率，势必需要加大网络的容量，带来大量的投资。而新能源对传统能源的替代，从用户侧看是没有增量效应的，这些投资终将成为全社会能源转型的成本。要降低这个成本，一方面需要新能源技术经济的进步，提供更加廉价的新能源电量；另一方面需要采取调节电源措施提高网络通道的利用率。储能作为电力系统调节电源的重要组成，要以“助力能源绿色低碳转型成本最优”为产业高质量的总目标，聚焦新型电力系统“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”五大特征，加快锻造新质生产力。下面我从五个方面阐述。
一、以规划布局的科学化，实现产业高质量发展的经济高效
截至2024年7月底，中国风电装机达到4.71亿千瓦，太阳能发电达到了7.35亿千瓦，风光装机合计达到了12.06亿千瓦，提前6年实现原定的目标。随着我国能源绿色低碳转型的步伐不断加快，新能源的“大发展”驱动储能发展同步进入“快车道”。截至2024年6月底，中国抽水蓄能装机达到5439万千瓦，新型储能装机达到4444万千瓦，规模总量已接近1亿千瓦。
综合权威信息发布和行业需求预测，预计新能源装机规模2025年、2030年达到16亿千瓦、27亿千瓦；预计抽水蓄能装机规模2027年、2030年达到8000万千瓦、1.2亿千瓦，预计理想场景下新型储能装机规模2028年、2030年达到2.2亿千瓦、3.1亿千瓦。由此可见，未来我国储能产业将保持快速增长的发展态势，储能装机增速高于新能源将成为常态。
按照目前成本水平初步估算，未来6年的3.3亿千瓦储能装机规模增长需要6400亿元投资予以支撑，平均年投资超过1000亿元。产业发展，规划先行，如何通过科学的规划布局实现储能项目的高效运行，最大程度发挥投资的经济效益，是产业发展面临的“首要课题”。我们认为科学规划布局储能产业要把握好三点原则：
一是注重需求导向。解决新能源高渗透率条件下的负荷波动性问题，应从以下四个方面综合施策：首先，充分利用风光本身在时间分布上的差异，尽量结合布局实现互补；其次，利用地理空间差异实现跨区域互补；第三，充分利用存量煤电进行灵活性改造，提供调节能力；第四，选择在负荷波动大以及对网络通道利用率、安全稳定裕量提升敏感的节点规划调节电源。
储能的配置绝不是越多越好，而是越有效越好。不能简单把储能作为一个常规的产业项目。规划布局要明确储能装置的功能定位，针对电力系统的不同调节需求，坚持合理布局和有效匹配，避免冗余配置和资源浪费。过去三年多，投资主体“上项目”、地方政府“扩规模”的积极性一度空前，投资“局部过热”“短时过热”现象一定程度存在。同时，在国家的总体规划调整和政策科学引导下，抽水蓄能和新型储能的投资布局正在“回归理性”，为整个储能产业的可持续性发展夯实了基础。
二是注重有效匹配。在高渗透率背景下，各类储能的配置应该秉持“差异化”原则。从响应速度来看，电化学储能更多定位于“毫秒—分钟级”响应，其中液流可以做到“小时级”响应；压缩空气、抽蓄定位于“分钟-小时级”响应。从储能量的规模上看，抽蓄适用于长时储能，新型储能总体适用于短时储能。有效的匹配可以更加高效兼顾各类储能在经济性、响应特性、可实施性上的特长，为系统提供安全经济最优的方案。
三是注重因地制宜。这里的“地”不仅包括自然地理条件，还包括资源禀赋、市场环境、电价政策、产业链上下游生态、用户基础，综合决定了储能产业的规划目标和技术类型。“因地制宜”既是对属地政府储能规划的要求，也是对储能企业发展规划的要求。以抽水蓄能为例，规划考布局要综合考虑电力系统需求的区位优势、地质水源成库的自然条件、水库移民以及生态保护红线涉及的外部条件、工程布置涵盖的关键参数、多维度评估的经济性等要素。
二、以投资牵引的协同性，实现产业高质量发展的同向发力
近年来，南网储能抓住储能产业高速发展的战略机遇，充分发挥公司投资的牵引作用，联合产业链上下游一起推动产业的迭代升级，助力把储能产业建设成现代产业体系的重要组成。重点开展了三个方面的实践：
一是推动抽水蓄能技术装备的高端升级。高质量建成国产高水头大容量400兆瓦抽水蓄能机组依托工程——阳江抽水蓄能电站，机组制造、系统设计、水道建设三大领域关键技术均达国际领先水平。联合研制首套国产抽水蓄能机组成套开关设备，补齐抽水蓄能主机设备国产化的“最后一块短板”。正同时开展300和400兆瓦国产大型可变速抽水蓄能机组的研制攻关。
二是提高抽水蓄能规划建设的综合效益。南网储能在项目规划和工程建设推进中，重点围绕“如何更好的体现‘库能效益’？”“如何缩短抽蓄建设周期？”“如何从设计源头控制好抽蓄合理的工程造价？”三个课题进行实践探索，在优化工程布置、加快推进机械化智能化施工等方面取得了初步成效。阳蓄电站建成世界首条800米级钢筋混凝土衬砌水道，为类似参数电站提供更加经济的工程方案。
三是致力新型储能技术发展的跟踪应用。面对新型储能技术总体还在探索发展阶段，我们坚持“多路线应用跟踪、多场景示范应用”的产业发展思路，“以用促研”地推动各类技术路线加快走向成熟。早在2011年，公司就建成了我国首个兆瓦级锂电池储能站——宝清储能站，率先验证新型储能技术在电力系统应用的可行性。2023年底，建成我国首个多技术路线锂电池储能站——宝塘储能站，为不同储能场景的技术方案选取搭建“性能对比”的实证平台。2024年5月，支撑我国首个大容量钠离子电池储能站投运，实现钠离子电池储能技术的规模化应用。当前，我们正通过建设文山丘北构网型储能项目，实现高倍率钠电技术与锂电技术的同台“性能对比”，还将在丽江华坪项目中应用全钒液流技术。与此同时，我们积极推动产业链向上下游延伸，与广汽优湃能源、蔚来能源等多家公司合作，挖掘新型储能在车网互动、动力电池梯次利用等领域的应用价值。
三、以技术革新的自主化，确保产业高质量发展的创新引领
中国储能技术的水平快速提升，已成为世界储能技术研发和示范的主要核心国家之一，部分技术已达到世界先进水平，其他技术也在加速向世界先进水平赶超。立足储能技术现状，南网储能以凸显科技创新主体地位为使命职责，深入推进创新链和产业链深度融合，不断提升创新效能。
一是持续加强关键核心技术攻关。牵头承担和参与了海水抽水蓄能技术、隧洞水下机器人、抽蓄机组成套开关设备、可变速抽水蓄能机组、锂电池全寿命周期安全、大容量钠电池储能系统等一系列国家重点研发攻关任务。实践中我们体会到，实现关键核心技术自主可控绝非易事，是一个持续发力、久久为功的过程。作为“国家队”企业，要切实发挥自身的产业平台优势，持之以恒、循序渐进提高核心技术能力。以国产大型可变速抽蓄机组研制为例，从2017年把“可变速抽蓄机组全景物理模拟技术”列入海水抽蓄国重项目的研究内容，到2022年“300兆瓦级变速抽水蓄能机组成套设备”列入国家能源首台（套）重大技术装备项目清单，再到目前南网储能正“两步并作一步”地同时推进300兆瓦和400兆瓦首台国产大型变速抽水蓄能机组研制的联合攻关任务，最后到预计2026年机组可分别在肇庆浪江和惠州中洞示范应用，前后历时10年之久。
二是持续加强产学研用深度融合。作为中国科协“科创中国”抽水蓄能与新型储能创新基地，我们在新型举国体制的驱动下，深化产学研用深度融合。今年，由国网、南网牵头成立了中央企业新型储能创新联合体，成员单位包括多家中央企业、地方国企、民营企业、高等院校、科研院所及社团组织。目前，联合体已布局数十项重点任务，每项任务都有明确的攻关方和应用方，对研究内容、总体目标、阶段性考核指标、预期成果、责任人员均作了清晰的界定，非常“实”。作为联合体的参与申报者和成员单位，南网储能承担和参与了20%的重点任务。
三是持续加强科技成果转化应用。南网储能通过建立成果转化配套制度，向上承接科研成果，向下对接市场需求，打造“成果-产品-商品”的全链条转化机制，提升科技成果孵化转化水平。举个生动的实践案例，经过前期多年的技术沉淀，南网储能2021年启动开展抽水蓄能核心控制成套系统（芯片级自主可控）的国产化研制攻关任务，目的是解决进口系统备件更新困难、功能优化存在盲区的“卡脖子”难题，两年的攻关实现40项技术创新、21项填补国内空白，成果获得“国际领先”的最高等级鉴定，装备以设备更新的方式在老旧机组稳定运行27000小时，产品纳入工信部首台（套）推广清单（2024），加速在全国市场推广。
四、以经营模式的市场化，推动产业高质量发展的价值实现
储能两大产业领域的经营模式差异较大。抽水蓄能主要采取“容量电费+电量电费”的两部制电价政策，容量电费主要保障回收电站的投资和运行维护成本，并获得合理收益，电量电费主要激励电站主动参与电力市场竞争，能发多发，发挥综合效用。新型储能电源侧、电网侧、用户侧的收益模式各不相同，电源侧储能主要共享容量租赁收益、调频收益、调峰补偿等方式，电网侧储能主要计入输配电价成本予以投资成本疏导，用户侧储能主要通过峰谷价差收益、参与虚拟电厂获得需求响应收益等方式。
在广东鼓励储能作为新型主体参与市场交易的倡导下，南网储能积极推动优质站点试点参与电力市场。2023年10月，梅州宝湖电网侧独立储能站实现国内新型储能首次以“报量报价”参与电力现货交易。10天前，梅州抽水蓄能电站实现了国内抽水蓄能首次以“报量报价”参与电力现货交易。
我们认为，由于储能装置作为电力系统的电能存储载体和负荷调节电源，本身不生产电能，核心价值是对电力作为商品属性的“服务”价值，价值实现的原则应该是“谁享受服务，谁分摊成本”“谁的服务需求越多，谁支付的服务费用越多”“谁提供服务的质量越高，谁获得的服务收益越多”，价值获得的方式应该是综合用好市场和非市场两大途径，强化彼此之间的互补互促，推动产业高质量发展的价值实现。而目前的机制还有欠缺，需要在电力统一市场的市场规则中进一步探索。
作为企业，借此机会谈两点对现行储能价格机制的问题认识：
第一，关于抽水蓄能容量电价的核定导向。目前，我国抽水蓄能容量电价核定办法是基于电站投资额进行核定的，投资越大，核价越高，未能体现出鼓励电站节约投资造价的导向，不利于在规划阶段优选出更加经济的站点。
第二，目前新型储能的调节价值难以通过参与电力市场进行体现。当前现货市场价差形成机制，难以体现调节需求的受益方与服务提供方的匹配关系，所以不能实现有效的成本分摊机制和价格信号，也不利于新型储能项目建设将目标更加聚焦于电网在该节点的需求上。可能造成新型储能项目建设好后要么没有需求，要么不能获得合理投资收益。
未来储能储能建设的投资与收益获取的矛盾会更加突出，只有通过统一电力市场的进一步完善，建立更加有效的成本分摊和价格信号机制，才能将前面提到的规划、建设、技术上的挑战和问题，通过市场形成良性反馈，支持储能产业的健康发展。
五、以电力系统的数智化，促进产业高质量发展的灵活智能
当前，针对电力系统调节能力尚难适应新能源发展的现状，应对新型电力系统越发凸显的“双高”特性（高比例可再生能源和高比例电力电子设备），我国正加快电网调峰储能和智能化调度能力建设。新型电力系统调度对象多、快速波动、分布式、电力电子化等特征必须发展新的电网控制调度技术才能高效地满足系统调节需求。
除了前面硬件方面措施，还需要整个电力系统数智化支撑，一方面是电力系统的数智化，另一方面是储能自身的数智化。这里，想简单分享一下我们近年的三个实践案例。
一是推进设备状态的在线诊断。2023年，公司建成了我国首个抽水蓄能人工智能数据分析平台，依托31万个测点的数据提取和5000多个算法的毫秒级数据分析，检修人员可“足不出户”在线精准掌握设备的“健康状态”，在最大程度减少机组不必要停电检修的前提下，保障机组设备状态可靠，理想状况下每年可创造经济效益3500万元。
二是推进运行场景的智能巡维。2022年，针对抽水蓄能电站设备种类多、场景复杂的特点，公司研发了看得懂、听得清、摸得透、分析准的智能巡维技术，将设备、水工建（构）筑物的海量时序数据、视频和声音等多源数据融合分析和联动，构建了抽水蓄能电站多维度智能巡维技术体系，加速巡维业务的机器替代。
三是推进储能站点的远程集控。2022年，公司建成了我国首个抽水蓄能多厂站集控中心，推进广东6座抽水蓄能电站、31台机组由属地分散控制转向远程集中控制，控制效率较传统模式提高2至3倍。技术的数智化发展推动着公司管理的集约化、专业化改革，持续为企业高质量发展赋能。传统抽蓄电站的管理模式下，一座电站现场驻点人员多达近百人，目前公司各电站驻点人员不足20人，成效非常明显。
总而言之，我国储能产业因能源绿色低碳转型而进入超常规、跨越式发展新阶段，要围绕规划、产业、技术、市场、数智化五个方面关键要素，多维度、系统性地统筹推进产业高质量发展，为实现能源绿色低碳转型成本最优作出应有贡献。
文丨本报记者杨梓/整理