碳中和背景下电力系统正在出现重大变化，风电光伏渗透率的不断的提高使得电力系统具有了高比例新能源接入、高比例电力电子设备应用和低系统转动惯量（“两高一低”）的新特征。随着电气化程度提高以及用户用电设备与方式的多元化，电力供需错配与电力需求不确定性问题凸显，由此也带来了新能源消纳困难、转动惯量减少、电力安全供应风险增加、用电负荷尖峰化等一系列挑战。
从不同角度具体来看，电源侧：风力和光伏发电受到季节和气象等因素的影响，具有较大的间歇性和随机性。风电光伏占比慢慢地提高，将给新能源消纳带来一定挑战，所谓峰时难消纳，谷时短供给；电网侧：大量电力电子装置的应用，使得系统转动惯量减少，暂态过电压问题突出，次同步振荡与超同步振荡也逐步显现；负荷侧：新兴负荷占比逐步增大，大规模随机性负荷冲击将影响电力系统稳定性。在此背景下，何以支撑电力系统稳定运行和峰时保供？
储能技术创新与应用或许是电力系统稳定运行和峰时保供的关键支撑。近年来，新型储能得到了加快速度进行发展，应用场景也从最早的新能源配储起步，发展到独立储能、用户侧储能、分布式新能源配储等多元应用方式。国家对新型储能的发展也愈加重视。2024年，“发展新型储能”首次被写入了政府工作报告，4月国家能源局印发的《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，再次强调要促进新型储能“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。在多种应用场景中，电网侧独立储能电站较电源侧和用户侧配储而言，具有直接归属电网统一调配、规模大且集群效应明显、收益方式相对多元化等多种优势，因此其规模在近两年得以快速增加。但从国内一些独立储能配套收益政策机制上看，最重要的包含容量租赁费、现货交易价差、部分品种辅助服务补偿等，配套市场机制上并未完全兑现独立储能的多元价值，特别是在支撑电力系统的稳定运行和峰时保供方面，独立储能的潜力值得被进一步挖掘。
独立储能在电力系统稳定运行方面扮演着关键角色，对提高电力系统稳定性起着至关重要的作用。具体体现在迅速响应频率变化、提供电压和功率支撑、充当备用容量和应急电源等多个维度。
首先，独立储能能够迅速响应频率变化，以毫秒级响应实现频率调节，确保系统运行在稳定频率之下。其次，独立储能通过提供电压支撑，维持电压水平在可接受范围内波动，预防电压大幅度波动对设备造成的损害。再次，独立储能作为备用容量，可以在负荷增加或发电机故障时提供额外电力，防止电力系统过载或崩溃。最后，独立储能还能在需求变化时提供瞬时功率支持，改善电能质量。在紧急状况下也可以充当应急电源，确保关键设备的稳定运行。总体而言，在可再次生产的能源占比逐渐提高的过程中，独立储能系统能加强电力系统的灵活性和可靠性，实质性支撑电力系统的稳定运行。
然而，在独立储能支撑电力系统稳定运行时，紧急调用储能系统所产生的设备损耗成本该怎么样疏导？当前辅助服务市场和辅助服务机制尚待加强完善，缺乏针对独立储能的紧急调用补偿机制，难以为独立储能系统助力电力系统稳定运行所提供的各种辅助服务合理定价。虽然部分地区也探索出台了辅助服务补偿规则，但是通过市场化机制形成的价格无疑会催生更强的经济激励效果。
一旦电力需求瞬时骤增，电力系统就需要迅速响应以满足激增的负荷需求，这对于传统的电力系统而言就非易事。在未来的新型电力系统中，当风电光伏等可再次生产的能源成为电力主力军时，电力系统将面临更加大的挑战。独立储能系统通过其高度灵活的储能和释能机制，为电力系统峰时保供提供了可靠的解决方案。
一方面，独立储能系统在低负荷时期储存多余的电能，在高负荷峰值时段迅速释放，满足电力系统更多的电力需求。独立储能的快速响应能力对于平衡电力系统负荷至关重要，它可以有很大成效避免电力系统在高负荷时期出现电力供应不足的情况。另一方面，独立储能的灵活调度能力使其能够在有需求时快速调整输出。储能系统可以在毫秒级内响应电力需求的变化，从而有效应对突发的负荷波动。这种灵活性使电力系统能够更为精确地匹配电力供需，避免系统的不稳定性和电力质量的下降。总体而言，独立储能系统通过其高效的储能和释能机制，以及对负荷波动的灵活响应，为电力系统的峰时保供提供了强有力的支撑。
然而，在独立储能支撑电力系统峰时保供时，除峰时之外的其他时间段，独立储能的收益如何保障？独立储能的容量是否应该得到相应的补偿？当前独立储能参与电力现货市场的机制仍待完善，独立储能的盈利模式也还不够多元化，在某些特定的程度上制约了社会资金的入局。完善独立储能参与电能量市场的交易机制，研究建立独立储能容量成本回收机制，探索形成容量补偿规则，进而转向容量市场机制的现实路径，这或许是独立储能系统疏导成本的关键手段。当然在政策制定上也要最大限度地考虑电网消纳能力上限，避免社会资本过度涌入而造成的资源浪费。
独立储能在电力系统稳定运行和峰时保供方面的作用正在慢慢地显现出来。能预见，未来独立储能将在支撑电力系统稳定运行和峰时保供中发挥逐渐重要的作用。尽管独立储能规模迅速增加，但目前我国独立储能市场机制和商业模式还有待成熟，比如目前现货价差较小，储能可参与的市场品种也较为单一，导致独立储能项目盈利仍有难度。对此，笔者针对这样一些问题提出几点建议。
第一，探索新型辅助服务品种以应对电网安全，完善辅助服务机制。为了更好地应对电网安全性挑战，需要深入探索并发展新型辅助服务品种，同时完善相应的辅助服务机制。例如，考虑引入快速调频品种、爬坡品种和系统惯量等新型辅助服务类型，提高电力系统在高峰时段的响应速度和调节能力。在设计新型辅助服务机制中，应重视不一样资源之间的协同效应，特别是慢速调节资源与快速调节资源的等同类辅助服务的协同。在辅助服务的提供和使用中，应采取“谁受益，谁分担”的原则，合理分担辅助服务的成本，避免资源提供方承担过多的负担，使得提供这些服务的机构或设备能获得应有的经济回报，从而激励更多的参与者积极提供辅助服务。
第二，建立完善独立储能紧急调用补偿机制，为储能系统提供稳定的运营环境。当前，独立储能系统主要被纳入电网安全稳定控制管理系统。然而，在许多省份存在电网临时或紧急调度储能需求的情况下，储能系统在充放电过程中产生的损耗和容量衰减往往未得到合理的经济补偿。为此，有必要制定明确的紧急调用补偿规则，以确保独立储能系统可以在不同场景下参与临时调度和紧急调度，并获得合理的经济回报。在建立这一补偿机制时，应该全面考虑独立储能的紧急调度成本，并在此基础上确定合理的收益，以确保储能系统能够在各种情况下覆盖其损耗成本和机会成本。此外，建议制定具体的调度标准和流程，以确保储能系统能够在电网紧急状况下迅速、有效地响应调度指令。通过建立透明、公平、可执行的规则，可以为储能系统提供稳定的运营环境，促使其更好地履行在电力系统安全稳定中的角色。
第三，完善独立储能参与电能量市场的交易机制，构建独立储能价格市场形成机制。目前，大部分地区的独立储能都能够参与现货交易，通过价差获得一部分收益，但由于价差过小，收益有限。因此，建议在这些地区适度提高市场主体参与电力现货电量的比例，扩大价格上下限。而在那些尚未启动现货市场的地区，进一步合理化调峰辅助服务费用，并尽快建立现货交易规则，将独立储能纳入其中。部分地区已经探索出台了独立储能作为市场主体参与中长期交易的模式，但仍有成本回收困难、调用次数偏低等一系列问题。因此建议拓展独立储能企业的收益渠道，探索共享储能容量租赁机制等新兴商业模式，促进储能企业的规模化发展。
第四、研究建立独立储能容量成本回收机制，探索形成容量补偿规则，进而转向容量市场机制的现实路径。容量成本回收机制被视为解决电力系统容量充裕度问题的关键手段。在短中期可以出台容量补偿规则，根据储能提供的容量分配相应的经济报酬，吸引社会资本参与储能系统的投资和建设，来提升电力系统的容量调节能力。随着电力市场的发展，特别是现货市场的成熟，未来还可考虑引入容量市场。作为市场化机制，容量市场可以更为灵活地形成容量价格，使独立储能能够更有效地获得收益。通过容量市场，独立储能有望获得长期稳定的收益，由此产生的强大经济激励将反哺独立储能自身的发展，促使更多独立储能项目投产。此外，容量成本回收机制的建立应该注重适应不一样场景和地区的特点。不一样的地区或电力市场有几率存在不同的容量需求和运行模式，因此就需要制定灵活的机制，以满足各方的需求和利益。
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