2024年9月20-21日，第九届储能西部论坛暨新疆储能科技创新体系化建设研讨会在新疆成功召开。
开幕式上，中国能源研究会储能专委会副主任委员、清华大学教授夏清对国际新型储能的应用价值进行了深入分析，夏清教授认为：
储能最大的能力是能够发挥容量的作用，将“电量价值”转化为“容量价值”，储能应纳入容量市场;
新能源市场化并不意味着“亏本”、“负电价”，储能支撑新能源在现货市场上盈利。
“保障供电可靠性”成为新型储能新的增长点，能够有效降低保障供电可靠性建设投资成本。
长时储能将协助新能源抵御更长时间发电的波动性。
在缺容量、不缺电量的情况下，投资新型储能比电量型发电机组更具有经济性。
储能，尤其是长时储能
应是在电网容量稀缺时发挥作用
夏清强调，当前储能行业面临的最大问题是储能价值如何评估，美国PJM的ELCC模型科学评估了新型储能容量价值，储能在高比例新能源为主的电力系统将发挥快速爬坡、顶峰保供的作用，这正是新型储能的容量价值所在。
PJM通过ELCC评定各类资源的真实容量贡献度，其具体含义是维持某一可靠性标准下，在有无单位容量的目标资源下系统可以承载的负荷差。用于进行ELCC分析的模型是概率的，需要考虑负荷侧不确定性及发电侧不确定性，进而计算逐时失负荷概率( LOLP )，使其满足10年一天失负荷期望( LOLE )准则，最终求得各类发电资源的ELCC。
具体计算方式见下图：
可以看出，在各类发电资源中，燃煤、燃气具有更高的有效带载能力;海上风电相较于陆上风电具有有效带载能力更高;风电的有效带载能力显著高于太阳能;储能的有效带载能力受持续放电时间影响明显，更长放电时间的电池储能具有更高的有效带载能力;随着波动性发电资源整体渗透率的增加，大部分电源其有效带载能力呈现明显的下降趋势。
风光的有效带载能力比较低，而且随着新能源渗透率的提升，这种能力和有效容量会越来越低，应当积极推进容量市场建设，让容量市场激励新能源配储，提升新能源的容量效用。
新能源市场化并不意味着
“亏本”、“负电价”
在新能源消纳市场化方面，夏清指出，新能源市场化并不意味着“亏本”、“负电价”，要加速新能源消纳进入现货市场。只有新能源消纳现货化，才能用市场手段激励实现精准地预测新能源发电;只有新能源中长期合同金融化，才能确保投资回报;只有新能源交易市场化，才能形成反映新能源波动性的价格，才能激励新型储能熨平供需之间的不平衡性。
保障供电可靠性
成为储能新的增长点
夏清强调，在新型电力系统的应用中，储能有一个新的应用增长点，即更经济地保障供电可靠性，能够有效降低电网可靠性建设投资成本。
随着新能源发电电规模的不断扩大，对电网安全稳定运行的要求日益提高，这给电网资产升级带来了严峻的挑战。为确保电网安全稳定，其建设必须冗余应对“其中一条线路的故障”，这将大幅提升电网在发电容量与输配电容量方面的投资成本。然而，电力系统故障属于小概率事件，且同时率极低，投资的利用率往往较低。
在这种情况下，源网荷储当中的“储” 恰恰能够解决这一小概率问题，通过解决瞬时的电量平衡问题，“储” 能够提高电网的动态平衡能力。倘若能够实现每一个台区都配备储能，作为备用让所有用户共享，则可避免为保障供电可靠性预留发电、输电、变电、配电的冗余容量投资。
新型储能成为
电力保供经济性方式
加强电力供应保障性支撑体系是新型电力系统建设的重要工作之一。由于新能源发电存在波动性，在负荷超预期增长或新能源间歇性发电低下的情况下，有效发电容量将变得稀缺。在此情况下，新型储能能够快速跟踪新能源发电变化，通过承担系统的备用，及时释放电量型机组的发电能力，从而满足尖峰负荷，有效支撑“缺容量不缺电量”，成为电力保供的经济方式。
此外，高峰负荷全年持续时间短的特点，决定了投资新型储能比电量型发电机组更具有经济性;新型储能建设周期短，3个月可形成保供能力。
以上内容来源于第九届储能西部论坛暨新疆储能科技创新体系化建设研讨会，中国能源研究会储能专委会副主任委员、清华大学教授夏清《国际新型储能应用进展及其对我国的启示》主题报告。
