“新能源+储能”问前程

　　随着新能源规模快速发展，而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限，新能源消纳形势严峻。2020年以来，国家层面鼓励推动电储能建设，以促进清洁能源高质量发展。6月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

　　储能可以从本质上解决新能源消纳问题吗?“新能源+储能”是否是必须手段?新能源与储能又该如何共生发展?截至目前，上述核心问题并未形成行业共识。国网能源研究院新能源与统计研究所专家胡静认为，就目前来看，新能源配置储能并非是解决弃风弃光的唯一手段，应运用多种调节手段共同参与调节，同时，研究“共享储能”等创新商业模式，推动储能的可持续发展。

　　储能无法从根本上解决弃风弃光问题

　　2019年，我国可再生能源整体发展平稳，不仅装机规模稳步扩大、利用水平显著提高，更重要的是，一直困扰行业发展的弃风弃光问题也得到持续缓解。数据显示，2019年，我国弃风、弃光率实现双降，平均弃风率4%，同比下降3个百分点;弃光率2%，同比下降1个百分点。

　　记者了解到，经过近几年不断研究探索，目前，业界普遍认为我国弃风弃光的原因主要集中在电源、电网、负荷三个系统要素上。

　　电源方面，目前，风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北)，占全国的比重为77%和68%，且以大规模集中开发为主。同时，“三北”地区煤电机组占比较高，燃煤热电机组比重高达56%，采暖期供热机组“以热定电”运行，导致系统调峰能力严重不足，不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。

　　电网方面，“三北”地区输电通道及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥，对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用相对有限。

　　负荷方面，电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大，影响了风力和光伏发电的消纳。

　　胡静认为，弃风弃光问题的原因与电源电网结构、系统灵活性调节资源和市场体制机制都有关系，当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。“很明显，储能解决不了市场机制问题，但从理论上来说，配置足够大规模的储能在技术层面是可以解决弃风弃光问题的。”胡静表示。

　　近年来，以风电、光伏为主的新能源发电成本快速下降，装机容量及能源占比不断上升。新能源发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。

　　胡静指出，电力是生产与消费实时平衡的特殊商品，风、光能源的波动性和随机性分别给传统电力系统的电力平衡带来了相当的困难，因此需要更多、更灵活、调节范围更宽广的调节手段。“例如火电调峰、燃气机组、需求侧(负荷侧)管理与控制、抽水蓄能电站、更多形式的电能替代应用等，都是非常好的手段。”胡静说。

　　诚然，电力系统需要的不是完整的“充放”能力，而是调节能力，也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。“从技术角度讲，配套储能是提高新能源消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。”胡静表示。

　　“新能源+储能”是标配模式吗?

　　其实，国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。

　　此后，2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20兆瓦光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池，建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。

　　2019年，我国首个风光储多能互补型电站——青海共和、乌兰55兆瓦/110兆瓦时风电配套储能项目，以及首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50兆瓦/100兆瓦时的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。

　　其中，青海项目采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统，且配置了高能量密度锂电池，循环寿命长、深度充放电性能优越，能够满足电站调频需求，可进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大地提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小了考核成本，增加了电站的收入。

　　据介绍，储能犹如“充电宝”，能实现电力的充放自如，理论上能够很好地对冲新能源电力的波动性、随机性，助力解决“弃电”顽疾。因此，二者的结合被业界普遍视为未来新能源行业发展的“标配模式”。但事与愿违，新能源大省(区)青海、山东、新疆等地的推广工作先后陷入僵局，一度给这一模式泼了数盆冷水。

　　当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还具有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

　　胡静告诉记者，现阶段，“新能源+储能”收益模式单一，获利水平偏低。据悉，目前储能配置成本约为1500～2000元/千瓦时，综合度电成本约为0.4～0.6元/(千瓦时·次)，若新能源为早期项目，按风电项目享受0.61元/千瓦时电价来算，加上储能在辅助服务市场能够获得100～200元/(千瓦时·年)的额外收益，“新能源+储能”在部分弃风弃光地区具有一定的经济性。但由于新能源项目趋于平价，且弃风弃光情况逐步改善，仅靠解决弃电为主要收益模式，不具备经济性。“储能只是调节手段之一，而且现阶段肯定也不是这种系统大范围调节的最经济的调节手段”，胡静表示，“火电灵活性改造也好、抽蓄电站也好，从目前来看，还是相对比较经济的手段。我们不是一定要把发展储能作为调节资源，而是挖掘系统中的各种资源，共同起到调节作用。”

　　“谁为可再生能源配储能付费”是破局关键

　　记者了解到，新能源配置储能政策再次引发各界争议，焦点集中在是否应由江南app 出资配置储能。此次湖南等多个省份再次发文鼓励新能源项目配置储能，主要源于两方面考虑：一是新能源消纳形势依旧严峻，截至2019年底，新疆、甘肃和内蒙古弃风率分别达14%、7.6%和7.1%，新疆、青海弃光率分别为7.4%和7.2%。降低弃电率，落实可再生能源总量和非水可再生能源消纳责任权重，对于湖南等水电大省，消纳压力较大。二是部分新能源大省面临低谷时段调峰压力，以湖南为例，最大峰谷差已经超过50%，风电与水电同时大发重叠时间长，系统调峰能力有限，风电消纳空间较小，弃风将愈加严重。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素影响，新能源项目盈利空间逐步压缩，配置储能带来的收益有限，建设积极性较低，导致部分省份新能源企业与电网企业矛盾加剧。

　　由于缺乏明确机制或收益预期较低，早期出台的多项新能源配置储能政策已取消或搁置。据悉，鼓励新能源配置储能政策并非首次发布，此前青海、新疆、山东等省份都曾经出台鼓励或强制新能源配置储能的相关政策。青海在2017年提出当年规划330万千瓦风电项目按照10%配套储能，最终迫于压力政策未被推行;新疆于2019年试点鼓励光伏电站配置20%储能，承诺增加试点项目100小时计划电量，但最终仅保留了5个试点;山东于2019年鼓励集中式光伏自主配备储能，但政策暂时没有得到响应。

　　胡静认为，多个政策的难以落地，主要是缺乏实质性的储能投资回报机制，新能源企业配置储能成本无法疏导。“用新能源配置储能来解决弃风弃光问题，其实是整个系统的成本和新能源发展关系之间的一个问题。”

　　从早期国网张北风光储输项目、国电和风北镇风储项目、卧牛石风储项目的示范，到华能青海格尔木光伏电站直流侧储能项目商业化探索，再到甘肃独立储能电站、青海共享型储能电站的创新应用，储能与可再生能源结合离不开对经济性的深入探索。在电力市场成本价格传导机制欠缺的情况下，现有任何机制都处于过渡阶段。

　　胡静指出，如果是在弃风弃光严重的地区，并且是拿到早期补贴上网电价的新能源场站，加之可以平衡储能成本与增加的上网电量之间的收益的话，还是有一定获利空间的。如果是在拿到较高标杆电价的情况下，包括青海共享储能，目前还是有收益的。但是如果新能源本身收益率已经比较低，例如已经接近平价，再通过配置储能来追求这种利用率提升，从全社会的成本来看肯定不是最经济的一种方式。

　　胡静说，目前，储能主要解决的是近期可再生能源消纳问题，最终还要遵循“谁受益、谁付费”的基本原则，为可再生能源规模化开发和利用买单的主体绝不仅仅是可再生能源开发商自身，作为“绿色发展”的受益方，全社会有责任为可再生能源的发展付费。而支付储能费用的主体既来自于用电用户，也来自于享受储能提供平滑稳定输出服务的可再生能源企业。只有市场中形成基本的经济逻辑，储能配套可再生能源的长效机制才能建立。“至于发展储能是谁的责任，它既不是新能源的责任，当然也不是电网企业的责任，也不会是用户的责任。至于投资该由谁来买单，从市场化角度看，谁投资获益谁来买单。但如果从储能的社会效益、国家能源战略角度看，由利益相关方共同承担较为合理。”胡静进一步补充。

　　此外，为满足未来规模化可再生能源下电力系统的安全稳定运行，可再生能源与储能绑定以减少波动和不确定性，应是发电企业应承担的基本义务。未来，储能绝不是为解决眼前可再生能源过量发展的消纳问题而特殊存在的，而是解决新能源结构下可能存在的电力运行风险而必然存在。

　　储能参与市场交易增加了收益途径

　　国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、指导的角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。

　　6月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》，明确了储能可参与电力中长期交易。自《电力中长期交易基本规则(暂行)》发布以来，经过三年的探索与实践，全国电力市场化交易比重不断扩大，市场交易机制日趋完善，市场价格机制逐步理顺，可再生能源电力需求日益凸显，售电市场蓬勃发展。

　　胡静认为，不仅是新能源项目配置储能，就算独立的储能参与中长期交易也是可行的。此次《电力中长期交易基本规则》的出台，把储能作为市场主体考虑进来，是肯定了储能在市场中的价值，这对新能源配置和储能本身来说都有很大的积极促进作用。“对于新能源配置储能来说，绿证和配额制增加了它的收益途径，不仅可以参与辅助服务市场，还可以参与电能量市场，通过卖电收益，也可以作为权益转移出去，一定程度上可以提升总体的收益水平。”胡静表示。

　　随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能的独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务以及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，可以说，新能源项目配套储能的前景是光明的。

　　同时，随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，未来保量保价的交易模式也将被打破。储能具有多重功能，可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，未来成本回收的途径及参与市场的类型是多样的，主要包括以下几方面：

　　一是参与电网系统级调峰，实现共享，相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率，也增加了储能的收益。《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》提出，在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格为0.7元/千瓦时;2020年3月，新疆维吾尔自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理办法》(征求意见稿)提出，电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。从两个省份制定的规则来看，储能参与系统级调峰的价格已经超过储能自身的度电成本，收益是可观的，不过也应看到，系统调峰通常是季节性的，储能利用小时数难以得到有效保障，这对储能收益也带来了一定的风险。

　　二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势，但跟踪调频指令时需要具备持续的输出能力，因此独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池，使得成本快速上升，经济性较差。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。

　　三是储能参与现货市场。电力市场中，只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点，在讨论电力现货市场时，常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至是日前。现货市场的重要价值在于发现价格，用价格反映供需关系。目前我国现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。

　　四是作为备用或需求侧响应资源，提升电网安全稳定运行水平。储能具有四象限运行特性，电网稳态下可以提高新能源涉网特性，电网暂态下可根据系统需要提供功率支撑，可以提高大规模新能源外送基地特高压直流输电线路输送容量，备用收益也是储能多重价值的重要体现。

　　多场景应用推动储能可持续发展

　　储能在电力系统的应用，已成为我国能源转型和市场化改革进程中的一个重要技术手段和活跃因素。

　　胡静认为，未来，随着技术进步，储能成本还有较大下降空间，而且在电力市场改革不断推进下，“新能源+储能”的模式可通过多种手段参与电力市场获益。如目前青海省“共享储能”模式可在其他省份推广应用，通过“新能源+储能”的模式参与电网调峰调频辅助服务获益;依托储能具有能量存储、快速调节控制等功能，可在相关应用场景下(如边远地区供电)提供容量备用，提高供电可靠性;在用户侧分布式电源配套建设储能，可通过参与电力市场化交易进行获益。

　　“未来，储能的应用肯定不能局限于这种新能源配置储能提升利用率的这一种场景，这只是场景之一，储能的应用场景其实很广泛，例如储能与电源配合参与市场调峰调频，作为独立储能电站参与未来系统调峰调频需求侧响应以及共享储能等。”胡静指出。

　　未来，推动储能可持续发展，首先是做好前瞻性规划研究，避免资源无效配置。当前，各地方要求配置一定比例和一定持续时间的储能系统，但鲜有对高比例可再生能源体系下电力系统储能需求的基础分析，配置比例和储能时长存在不合理设计情况。还需明确引导各地区做好不同可再生能源发展情形下的储能需求测算，确保增设储能系统能够得到全面利用。

　　其次，要明确储能准入门槛，确保储能高质量应用。各地方提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但并未明确储能准入标准，存在利用低质量储能系统应用获得优先建设和并网条件的可能性。还需在落实配套项目之前，明确项目准入技术标准，确保储能安全可靠应用。

　　最后，要落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。把配套储能技术的可再生能源场站视为友好型可再生能源场站，适当给予配套项目增发电量支持，减少此类项目弃电风险。同时，需尽快明确储能项目身份和其参与电力市场的主体身份，调用储能系统参与调峰调频辅助服务市场，以获得收益回报。

　　胡静认为，应进一步挖掘系统灵活性资源，深入研究在电力市场放开条件下“共享储能”、用户侧储能、可变负荷等参与系统调节的商业模式和市场机制。加快推进储能接入和参与系统调节相关技术标准制定和完善，切实发挥储能系统调节作用，保障电网安全。

　　短期来看，在电力市场和价格机制尚无法反映配套系统应用价值的情况下，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。例如研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重。结合绿证交易和可再生能源配额机制，对配套储能系统的发电企业、电网企业和电力用户可适当提高绿色电力认证权重，绿色电力认证可在市场中进行交易，各市场主体可自行投资建设或租用储能系统以获得相应配额，或在市场中购买相应配额，实现可再生能源与储能在新交易模式下的配套。

　　长远来看，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动可再生能源和储能配套发展，还需价值补偿。所以最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。

　　目前，全球范围内已有部分地区的光储和风储成本可与传统火电竞争，一方面要继续推动可再生能源平价上网，减轻可再生能源财政补贴依赖，另一方面还要推动全面的市场化改革，让电力价格反映真实的能源供应成本。全社会承担能源绿色发展的责任意识需得到全面普及，且最终要负担能源绿色发展的成本，实现“财政明补”到“价格体现价值”的全面过渡。但在现有推动绿色发展进程与价格改革步伐不一致的情况下，还需通过价值补偿机制推动可再生能源和储能行业发展，刺激相关行业降本增效。