隨著新能源規(guī)�？焖侔l(fā)展，而電力需求增長和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升相對有限，新能源消納形勢嚴(yán)峻。2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設(shè)，以促進(jìn)清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。6月18日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導(dǎo)意見》，要求提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，推動儲能技術(shù)應(yīng)用，鼓勵電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能應(yīng)用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設(shè)。

儲能可以從本質(zhì)上解決新能源消納問題嗎？“新能源+儲能”是否是必須手段？新能源與儲能又該如何共生發(fā)展？截至目前，上述核心問題并未形成行業(yè)共識。國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所專家胡靜認(rèn)為，就目前來看，新能源配置儲能并非是解決棄風(fēng)棄光的唯一手段，應(yīng)運用多種調(diào)節(jié)手段共同參與調(diào)節(jié)，同時，研究“共享儲能”等創(chuàng)新商業(yè)模式，推動儲能的可持續(xù)發(fā)展。

儲能無法從根本上解決棄風(fēng)棄光問題

2019年，我國可再生能源整體發(fā)展平穩(wěn)，不僅裝機規(guī)模穩(wěn)步擴大、利用水平顯著提高，更重要的是，一直困擾行業(yè)發(fā)展的棄風(fēng)棄光問題也得到持續(xù)緩解。數(shù)據(jù)顯示，2019年，我國棄風(fēng)、棄光率實現(xiàn)雙降，平均棄風(fēng)率4%，同比下降3個百分點；棄光率2%，同比下降1個百分點。

記者了解到，經(jīng)過近幾年不斷研究探索，目前，業(yè)界普遍認(rèn)為我國棄風(fēng)棄光的原因主要集中在電源、電網(wǎng)、負(fù)荷三個系統(tǒng)要素上。

電源方面，目前，風(fēng)力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(qū)（東北、西北、華北），占全國的比重為77%和68%，且以大規(guī)模集中開發(fā)為主。同時，“三北”地區(qū)煤電機組占比較高，燃煤熱電機組比重高達(dá)56%，采暖期供熱機組“以熱定電”運行，導(dǎo)致系統(tǒng)調(diào)峰能力嚴(yán)重不足，不能適應(yīng)大規(guī)模風(fēng)力和光伏發(fā)電消納要求。

電網(wǎng)方面，“三北”地區(qū)輸電通道及聯(lián)網(wǎng)通道的調(diào)峰互濟能力并未充分發(fā)揮，對風(fēng)力和光伏發(fā)電跨省跨區(qū)消納的實際作用相對有限。

負(fù)荷方面，電力需求側(cè)管理成效不明顯，峰谷差進(jìn)一步加大，影響了風(fēng)力和光伏發(fā)電的消納。

胡靜認(rèn)為，棄風(fēng)棄光問題的原因與電源電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)資源和市場體制機制都有關(guān)系，當(dāng)前電力市場體制機制沒有理順，沒有按照效率原則來分配電力生產(chǎn)和消費權(quán)�！昂苊黠@，儲能解決不了市場機制問題，但從理論上來說，配置足夠大規(guī)模的儲能在技術(shù)層面是可以解決棄風(fēng)棄光問題的�！焙�靜表示。

近年來，以風(fēng)電、光伏為主的新能源發(fā)電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發(fā)電的波動性及其對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響仍然是新能源進(jìn)一步健康發(fā)展的制約因素。

胡靜指出，電力是生產(chǎn)與消費實時平衡的特殊商品，風(fēng)、光能源的波動性和隨機性分別給傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電力平衡帶來了相當(dāng)?shù)睦щy，因此需要更多、更靈活、調(diào)節(jié)范圍更寬廣的調(diào)節(jié)手段�！袄�如火電調(diào)峰、燃?xì)鈾C組、需求側(cè)（負(fù)荷側(cè)）管理與控制、抽水蓄能電站、更多形式的電能替代應(yīng)用等，都是非常好的手段�！焙�靜說。

誠然，電力系統(tǒng)需要的不是完整的“充放”能力，而是調(diào)節(jié)能力，也就是把負(fù)荷適時變大變小的能力和把發(fā)電適時變大變小的能力�！皬募夹g(shù)角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術(shù)快速響應(yīng)、雙向調(diào)節(jié)、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和上網(wǎng)友好性�！焙�靜表示。

“新能源+儲能”是標(biāo)配模式嗎？

其實，國內(nèi)新能源配儲能已有技術(shù)示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風(fēng)光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產(chǎn)。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線，每年可提升200小時的利用小時數(shù)，但經(jīng)濟性不佳。

此后，2018年6月26日，我國首個光伏發(fā)電儲能項目——共和實證基地20兆瓦光伏儲能項目并網(wǎng)。該項目采用了磷酸鐵鋰、三元鋰、鋅溴液流和全釩液流電池，建設(shè)16個分散式儲能系統(tǒng)和6個集中式儲能系統(tǒng)。

2019年，我國首個風(fēng)光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55兆瓦/110兆瓦時風(fēng)電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風(fēng)電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程50兆瓦/100兆瓦時的磷酸鐵鋰電池儲能項目相繼投運。

其中，青海項目采用陽光電源一體化儲能系統(tǒng)解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統(tǒng)，且配置了高能量密度鋰電池，循環(huán)壽命長、深度充放電性能優(yōu)越，能夠滿足電站調(diào)頻需求，可進(jìn)一步提升電網(wǎng)友好性。同時，整套儲能系統(tǒng)極大地提高了機組的AGC調(diào)節(jié)性能指標(biāo)與AGC補償收益，減小了考核成本，增加了電站的收入。

據(jù)介紹，儲能猶如“充電寶”，能實現(xiàn)電力的充放自如，理論上能夠很好地對沖新能源電力的波動性、隨機性，助力解決“棄電”頑疾。因此，二者的結(jié)合被業(yè)界普遍視為未來新能源行業(yè)發(fā)展的“標(biāo)配模式”。但事與愿違，新能源大省（區(qū)）青海、山東、新疆等地的推廣工作先后陷入僵局，一度給這一模式潑了數(shù)盆冷水。

當(dāng)前，風(fēng)電、光伏行業(yè)將全面迎來平價上網(wǎng)，項目經(jīng)濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還具有經(jīng)濟性，是產(chǎn)業(yè)鏈各方仔細(xì)分析研究的問題。

胡靜告訴記者，現(xiàn)階段，“新能源+儲能”收益模式單一，獲利水平偏低。據(jù)悉，目前儲能配置成本約為1500～2000元/千瓦時，綜合度電成本約為0.4～0.6元/（千瓦時·次），若新能源為早期項目，按風(fēng)電項目享受0.61元/千瓦時電價來算，加上儲能在輔助服務(wù)市場能夠獲得100～200元/（千瓦時·年）的額外收益，“新能源+儲能”在部分棄風(fēng)棄光地區(qū)具有一定的經(jīng)濟性。但由于新能源項目趨于平價，且棄風(fēng)棄光情況逐步改善，僅靠解決棄電為主要收益模式，不具備經(jīng)濟性�！皟δ苤皇钦{(diào)節(jié)手段之一，而且現(xiàn)階段肯定也不是這種系統(tǒng)大范圍調(diào)節(jié)的最經(jīng)濟的調(diào)節(jié)手段”，胡靜表示，“火電靈活性改造也好、抽蓄電站也好，從目前來看，還是相對比較經(jīng)濟的手段。我們不是一定要把發(fā)展儲能作為調(diào)節(jié)資源，而是挖掘系統(tǒng)中的各種資源，共同起到調(diào)節(jié)作用�！�

“誰為可再生能源配儲能付費”是破局關(guān)鍵

記者了解到，新能源配置儲能政策再次引發(fā)各界爭議，焦點集中在是否應(yīng)由新能源企業(yè)出資配置儲能。此次湖南等多個省份再次發(fā)文鼓勵新能源項目配置儲能，主要源于兩方面考慮：一是新能源消納形勢依舊嚴(yán)峻，截至2019年底，新疆、甘肅和內(nèi)蒙古棄風(fēng)率分別達(dá)14%、7.6%和7.1%，新疆、青海棄光率分別為7.4%和7.2%。降低棄電率，落實可再生能源總量和非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，對于湖南等水電大省，消納壓力較大。二是部分新能源大省面臨低谷時段調(diào)峰壓力，以湖南為例，最大峰谷差已經(jīng)超過50%，風(fēng)電與水電同時大發(fā)重疊時間長，系統(tǒng)調(diào)峰能力有限，風(fēng)電消納空間較小，棄風(fēng)將愈加嚴(yán)重。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素影響，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能帶來的收益有限，建設(shè)積極性較低，導(dǎo)致部分省份新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。

由于缺乏明確機制或收益預(yù)期較低，早期出臺的多項新能源配置儲能政策已取消或擱置。據(jù)悉，鼓勵新能源配置儲能政策并非首次發(fā)布，此前青海、新疆、山東等省份都曾經(jīng)出臺鼓勵或強制新能源配置儲能的相關(guān)政策。青海在2017年提出當(dāng)年規(guī)劃330萬千瓦風(fēng)電項目按照10%配套儲能，最終迫于壓力政策未被推行；新疆于2019年試點鼓勵光伏電站配置20%儲能，承諾增加試點項目100小時計劃電量，但最終僅保留了5個試點；山東于2019年鼓勵集中式光伏自主配備儲能，但政策暫時沒有得到響應(yīng)。

胡靜認(rèn)為，多個政策的難以落地，主要是缺乏實質(zhì)性的儲能投資回報機制，新能源企業(yè)配置儲能成本無法疏導(dǎo)�！坝眯履茉磁渲脙δ軄斫鉀Q棄風(fēng)棄光問題，其實是整個系統(tǒng)的成本和新能源發(fā)展關(guān)系之間的一個問題�！�

從早期國網(wǎng)張北風(fēng)光儲輸項目、國電和風(fēng)北鎮(zhèn)風(fēng)儲項目、臥牛石風(fēng)儲項目的示范，到華能青海格爾木光伏電站直流側(cè)儲能項目商業(yè)化探索，再到甘肅獨立儲能電站、青海共享型儲能電站的創(chuàng)新應(yīng)用，儲能與可再生能源結(jié)合離不開對經(jīng)濟性的深入探索。在電力市場成本價格傳導(dǎo)機制欠缺的情況下，現(xiàn)有任何機制都處于過渡階段。

胡靜指出，如果是在棄風(fēng)棄光嚴(yán)重的地區(qū)，并且是拿到早期補貼上網(wǎng)電價的新能源場站，加之可以平衡儲能成本與增加的上網(wǎng)電量之間的收益的話，還是有一定獲利空間的。如果是在拿到較高標(biāo)桿電價的情況下，包括青海共享儲能，目前還是有收益的。但是如果新能源本身收益率已經(jīng)比較低，例如已經(jīng)接近平價，再通過配置儲能來追求這種利用率提升，從全社會的成本來看肯定不是最經(jīng)濟的一種方式。

胡靜說，目前，儲能主要解決的是近期可再生能源消納問題，最終還要遵循“誰受益、誰付費”的基本原則，為可再生能源規(guī)�；�開發(fā)和利用買單的主體絕不僅僅是可再生能源開發(fā)商自身，作為“綠色發(fā)展”的受益方，全社會有責(zé)任為可再生能源的發(fā)展付費。而支付儲能費用的主體既來自于用電用戶，也來自于享受儲能提供平滑穩(wěn)定輸出服務(wù)的可再生能源企業(yè)。只有市場中形成基本的經(jīng)濟邏輯，儲能配套可再生能源的長效機制才能建立�！爸劣诎l(fā)展儲能是誰的責(zé)任，它既不是新能源的責(zé)任，當(dāng)然也不是電網(wǎng)企業(yè)的責(zé)任，也不會是用戶的責(zé)任。至于投資該由誰來買單，從市場化角度看，誰投資獲益誰來買單。但如果從儲能的社會效益、國家能源戰(zhàn)略角度看，由利益相關(guān)方共同承擔(dān)較為合理�！焙�靜進(jìn)一步補充。

此外，為滿足未來規(guī)�；�可再生能源下電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，可再生能源與儲能綁定以減少波動和不確定性，應(yīng)是發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔(dān)的基本義務(wù)。未來，儲能絕不是為解決眼前可再生能源過量發(fā)展的消納問題而特殊存在的，而是解決新能源結(jié)構(gòu)下可能存在的電力運行風(fēng)險而必然存在。