伴随新能源大规模并网，电力系统调峰能力不足问题已凸显，而作为“充电宝”，储能设施正涉足深度调峰市场。

　　近日，华中能源监管局发布《江西省电力辅助服务市场运营规则（暂行）（征求意见稿）》（以下简称《规则（暂行）》，对深度调峰交易、启停调峰交易的市场化竞价规则进行了规定，同时明确发电机组可建设适当规模的储能设备，联合调峰。

　　在此之前，国家能源局山西监管办发布关于征求《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）》意见的函，提出独立储能可分时段为电网提供深度调峰服务。今年3月，国家能源局湖南监管办印发《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》，明确储能可参与深度调峰、紧急调峰和旋转备用。

　　面对日益吃紧的系统调峰压力，深度调峰能否为储能发展提供空间？火储联合调峰前景如何？

　　合力增强调峰性能

　　国网能源研究院2019年发布的《2019中国储能产业现状分析》（以下简称《分析》）显示，用电高峰期负荷需求持续增长，受夏季高温影响，中东部等负荷中心峰谷差不断拉大，用电最大负荷持续攀升。以江苏为例，该省最大负荷已连续两年突破1亿千瓦。

　　火电机组是调峰主力，但调峰积极性一直不高。对此，有业内人士指出，火电机组频繁进入深度调峰工作状态，大幅调节会降低其使用寿命，增加煤耗，拉低效益。

　　火电机组自身的出力特性和较长的响应时间，限制了其在调峰时增大输出功率的速度，而“储能”可填补这项空白。近年来，各地相继出台了辅助服务机制，充分调动火电厂参与调峰的积极性。

　　今年7月，国家发改委安排部署2020年能源迎峰度夏工作时指出，深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。

　　国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院研究员高春辉曾公开表示，电化学储能技术具有较快的响应速度，优化电源结构并增加调峰容量。若能引入储能系统参与调峰服务，可减少并优化火电机组的频繁增减出力，从而有效缓解火电厂的调峰压力，有利于提高新能源消纳能力。

　　储能深度调峰经济性差

　　针对江西鼓励火储联合调峰，国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚认为，江西电化学储能参与调峰，并非常规的火储联合调峰，可能是火电完成基本调峰义务之后，电化学储能单独参与深度调峰部分。“但价格空间够不够，要看能不能覆盖电化学储能这部分的成本。”

　　电力专家王铮测算，在目前的价格下，储能参与深度调峰尚不具备经济性，政策缺乏可操作性。

　　王铮表示，储能参与深度调峰能否盈利，取决于调峰时长以及调峰价格。“以60万千瓦机组配置锂离子电池储能系统为例，每次调峰调节能力，储能日调峰总收益为31.2万元，全年按150天计算，全年总收益为4680万元，项目静态投资回收期高达27.69年。”

　　“投资回收期约30年的配置，恐怕不会成为火电配置电化学储能调峰的市场选择。如果降低储能系统配置容量，只配置90MW/4h的电化学储能，虽然成本大幅下降，但同样条件下，静态回收期将达40年。另外，如果市场竞价的结果低于最高限价，以上假设的火储联合调峰的收益将进一步降低。”王铮表示。

　　同时，电化学储能安全性堪忧。上述《分析》显示，一定温度下，电化学储能极易因热失控造成火灾及爆炸事故，随着电池能量密度和功率密度的提高，发生事故的危险性将增大。

　　东北地区某火电厂人士告诉记者：“不论是发电侧单独参与深度调峰，还是储能作为独立个体参与深度调峰，以目前的价格来看，发电侧和储能厂商的积极性都不高。除非是系统对火电机组有强制要求，如前两年火储联合调频。单纯依靠火电机组无法达到系统要求，必须新增储能设施才能达标。而且，当时储能没有市场主体地位，只能与火电联合并网。”

　　瞄准深度调峰领域

　　据了解，电源侧储能应用目前主要集中于辅助新能源并网、联合常规电源调峰两大细分市场。近两年火储联合调频发展较快，虽然补偿标准有所下降，但目前整体盈利能力较强。市场发展初期，火储联合调频补贴为10元/MW，投资回报期为两年，但当前补偿标准已降低50%以上，投资回报期仍只需4-5年。

　　记者了解到，煤电调峰机组成本高、性能差，储能电站调频在技术上可行，但目前还需要解决并网、结算等多方面问题。截至今年7月，我国的火储联合调频项目已达58个，火储调频已经成为储能应用的重要领域。

　　相比应用广泛的火储联合调频市场，储能参与调峰的市场空间如何？国网能源研究院能源战略与规划研究所主任工程师张富强表示：“在以美国PJM为代表的全电量现货市场中，实时电价的变化自然引导发电企业主动参与调峰，也就反映了在基本的能量出清中不需要一个额外的调峰产品。”

　　对此，有业内人士表示，储能能否打开深度调峰市场，还要看自身的成本下降程度和辅助服务市场机制的健全程度。

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