政策解读：新型储能是提升电力可靠性的重要手段

2022年4月16日颁布的《电力可靠性管理办法（暂行）》发改[50]号文（简称管理办法）已经2021年11月23日国家发展和改革委员会第19次委务会议审议通过，并将于2022年6月1日正式实施，以替代2007年4月10日国家电力监管委员会颁布的《电力可靠性监督管理办法》（简称监督办法）文件。

《管理办法》总共十一章六十四条款，分别涵盖了总则、电力系统可靠性管理、发电可靠性管理、输变电可靠性管理、供电可靠性管理、用户可靠性管理、网络安全、信息管理、监督管理、奖惩措施和附则。相较于《监督办法》，《管理办法》覆盖了电力可靠性管理中所涉及的管理对象、分工、权责、内容、流程、信息、安全、监督等闭环管理各环节。

具有如下特点：（1）覆盖了电力可靠性管理的各类对象，如电网规划、设备供应商和制造商、发电企业、电网企业、配电企业及其电力用户等；（2）完善了电力可靠性管理的各方责任及其内容，如电力系统可靠性、发电可靠性、输变电可靠性管理、供电可靠性管理、用户可靠性管理等；（3）明确了网络安全的重要性及其相关要求；（4）细化了电力可靠性管理中的监督管理分工与流程，如能源局及其地方能监局与地方政府机构；（5）完善了信息管理内容、时限及其流程等。

在“第二章 电力系统可靠性管理”中“第十三条”专门条款提及储能：“积极稳妥推动发电侧、电网侧和用户侧储能建设，合理确定建设规模，加强安全管理，推进源网荷储一体化和多能互补。建立新型储能建设需求发布机制，充分考虑系统各类灵活性调节资源的性能，允许各类储能设施参与系统运行，增强电力系统的综合调节能力”。虽然只有108个字，但其信息量巨大。

（1）“积极稳妥”推动各类新型储能建设是必然

以新能源为主的新型电力系统对现有的电力可靠性管理体系提出了更高、更严格的要求。虽然新型储能技术被视为新型电力系统的“稳定器”，但目前各类新型储能技术尚处于不断完善与探索之中，尚有足够的性能提升潜力与成本下降空间。因此，应当紧密结合我国各地客观实际的电力系统可靠性需求与差异，在充分调动各类灵活性资源的基础上，合理配置适宜的新型储能技术与规模，才能保障目标电力系统的充裕性和安全性在一个合理的、可接受的范围和水平之内，既不会出现因过度配置导致可靠性成本过高，亦不会出现配置不足导致可靠性过低等现象。

（2）“源网荷储一体化”与“多能互补”是抓手

自从我国2016年启动能源互联网示范工程以来，“源网荷储一体化”与“多能互补”两类高占比新能源系统一直是我国力推的能源互联网主要承载形态，不论是去年大热的戈壁、沙漠等超大规模新能源基地，还是不断涌现的零碳园区或城镇，都是这两类承载形态的具体实现。而其中，各类新型储能技术则是必备要素，并由原来的单一类型储能技术向多元类型储能技术发展，以充分体现与发挥各类新型储能技术的性能优势与互补作用。因此，结合近期出台的新型储能、电力市场、能源互联网等相关文件，以及像乌兰察布、陇东新能源等大基地项目可知，这两类能源互联网承载形态仍将是我国各类新型储能技术大规模应用的主要抓手之一。

（3）统筹考虑各类灵活性调节资源是根本

提升电力系统的可靠性需要从源侧、网侧、荷侧等全系统的角度综合考虑。电力系统可靠性是与源侧、网侧与荷侧各侧可靠性紧密相连的，不论那一侧的可靠性不足，均会对电力系统的整体可靠性产生一定的影响，严重时甚至会造成整个电力系统解列与崩溃，从而对国民经济产生巨大影响。在相当长一段时间内，传统电力系统的电力可靠性主要依靠提升源侧与网侧可靠性来提升整个电力系统的可靠性水平，造成了“重发输、轻配用”局面的长期存在，而电力系统可靠性的抬升也相对有限。伴随着源侧集中式与荷侧分布式新能源的大规模并网运行以及电动汽车、电力电子化用能产品等新型用能设备的涌现，高电力电子化、高波动性、低惯量化等为特征的新型电力系统的可靠性面临着巨大挑战。因此，需要充分发挥源网荷各侧的灵活性资源，以保障电力系统可靠性水平与成本是在一个经济可接受的范围内，而各类新型储能仅是这些灵活性资源的一部分，“统筹考虑各类灵活性调节资源”才是根本。

（4）各类新型储能“同台竞争”是趋势

虽然，近几年，不论是国外还是国内，各类储能技术都在高速发展，呈现出装机规模不断攀升、应用场景不断丰富、储能成本快速下降等喜人景象。但是，也不能否认，即使是抽水蓄能技术，仍存在性能有进一步优化、成本可进一步降低、安全需进一步提升等空间，短时间内更难以确定各类新型储能技术的发展路径及其可胜任我国不同阶段“双碳目标”的终极技术。正因如此，就更需要给予各类新型储能一个“公平”的平台，“百花齐放”、“各显神通”，让他们充分展示各自“才能”，不论是电能量套利，还是调频、调峰、惯量等辅助服务，交给市场去选择，这才是遴选适合我国所需的新型储能技术的正确之路。

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