隨著新能源規模快速發展，而電力需求增長和系統調節能力提升相對有限，新能源消納形勢嚴峻。2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設，以促進清潔能源高質量發展。6月18日，國家發改委、國家能源局印發《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統調節能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。

　　儲能可以從本質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展?截至目前，上述核心問題并未形成行業共識。國網能源研究院新能源與統計研究所專家胡靜認為，就目前來看，新能源配置儲能并非是解決棄風棄光的唯一手段，應運用多種調節手段共同參與調節，同時，研究“共享儲能”等創新商業模式，推動儲能的可持續發展。

　　儲能無法從根本上解決棄風棄光問題

　　2019年，我國可再生能源整體發展平穩，不僅裝機規模穩步擴大、利用水平顯著提高，更重要的是，一直困擾行業發展的棄風棄光問題也得到持續緩解。數據顯示，2019年，我國棄風、棄光率實現雙降，平均棄風率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，經過近幾年不斷研究探索，目前，業界普遍認為我國棄風棄光的原因主要集中在電源、電網、負荷三個系統要素上。

　　電源方面，目前，風力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(東北、西北、華北)，占全國的比重為77%和68%，且以大規模集中開發為主。同時，“三北”地區煤電機組占比較高，燃煤熱電機組比重高達56%，采暖期供熱機組“以熱定電”運行，導致系統調峰能力嚴重不足，不能適應大規模風力和光伏發電消納要求。

　　電網方面，“三北”地區輸電通道及聯網通道的調峰互濟能力并未充分發揮，對風力和光伏發電跨省跨區消納的實際作用相對有限。

　　負荷方面，電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大，影響了風力和光伏發電的消納。

　　胡靜認為，棄風棄光問題的原因與電源電網結構、系統靈活性調節資源和市場體制機制都有關系，當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和消費權。“很明顯，儲能解決不了市場機制問題，但從理論上來說，配置足夠大規模的儲能在技術層面是可以解決棄風棄光問題的。”胡靜表示。

　　近年來，以風電、光伏為主的新能源發電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。

　　胡靜指出，電力是生產與消費實時平衡的特殊商品，風、光能源的波動性和隨機性分別給傳統電力系統的電力平衡帶來了相當的困難，因此需要更多、更靈活、調節范圍更寬廣的調節手段。“例如火電調峰、燃氣機組、需求側(負荷側)管理與控制、抽水蓄能電站、更多形式的電能替代應用等，都是非常好的手段。”胡靜說。

　　誠然，電力系統需要的不是完整的“充放”能力，而是調節能力，也就是把負荷適時變大變小的能力和把發電適時變大變小的能力。“從技術角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統的調節能力和上網友好性。”胡靜表示。

　　“新能源+儲能”是標配模式嗎?

　　其實，國內新能源配儲能已有技術示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產。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路線，每年可提升200小時的利用小時數，但經濟性不佳。

　　此后，2018年6月26日，我國首個光伏發電儲能項目——共和實證基地20兆瓦光伏儲能項目并網。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16個分散式儲能系統和6個集中式儲能系統。

　　2019年，我國首個風光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55兆瓦/110兆瓦時風電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優化示范工程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解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統，且配置了高能量密度鋰電池，循環壽命長、深度充放電性能優越，能夠滿足電站調頻需求，可進一步提升電網友好性。同時，整套儲能系統極大地提高了機組的AGC調節性能指標與AGC補償收益，減小了考核成本，增加了電站的收入。

　　據介紹，儲能猶如“充電寶”，能實現電力的充放自如，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，二者的結合被業界普遍視為未來新能源行業發展的“標配模式”。但事與愿違，新能源大省(區)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盆冷水。

　　當前，風電、光伏行業將全面迎來平價上網，項目經濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還具有經濟性，是產業鏈各方仔細分析研究的問題。

　　胡靜告訴記者，現階段，“新能源+儲能”收益模式單一，獲利水平偏低。據悉，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，按風電項目享受0.61元/千瓦時電價來算，加上儲能在輔助服務市場能夠獲得100～200元/(千瓦時·年)的額外收益，“新能源+儲能”在部分棄風棄光地區具有一定的經濟性。但由于新能源項目趨于平價，且棄風棄光情況逐步改善，僅靠解決棄電為主要收益模式，不具備經濟性。“儲能只是調節手段之一，而且現階段肯定也不是這種系統大范圍調節的最經濟的調節手段”，胡靜表示，“火電靈活性改造也好、抽蓄電站也好，從目前來看，還是相對比較經濟的手段。我們不是一定要把發展儲能作為調節資源，而是挖掘系統中的各種資源，共同起到調節作用。”

　　“誰為可再生能源配儲能付費”是破局關鍵

　　記者了解到，新能源配置儲能政策再次引發各界爭議，焦點集中在是否應由新能源企業出資配置儲能。此次湖南等多個省份再次發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峻，截至2019年底，新疆、甘肅和內蒙古棄風率分別達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任權重，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峰壓力，以湖南為例，最大峰谷差已經超過50%，風電與水電同時大發重疊時間長，系統調峰能力有限，風電消納空間較小，棄風將愈加嚴重。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網等因素影響，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能帶來的收益有限，建設積極性較低，導致部分省份新能源企業與電網企業矛盾加劇。

　　由于缺乏明確機制或收益預期較低，早期出臺的多項新能源配置儲能政策已取消或擱置。據悉，鼓勵新能源配置儲能政策并非首次發布，此前青海、新疆、山東等省份都曾經出臺鼓勵或強制新能源配置儲能的相關政策。青海在2017年提出當年規劃330萬千瓦風電項目按照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。

　　胡靜認為，多個政策的難以落地，主要是缺乏實質性的儲能投資回報機制，新能源企業配置儲能成本無法疏導。“用新能源配置儲能來解決棄風棄光問題，其實是整個系統的成本和新能源發展關系之間的一個問題。”

　　從早期國網張北風光儲輸項目、國電和風北鎮風儲項目、臥牛石風儲項目的示范，到華能青海格爾木光伏電站直流側儲能項目商業化探索，再到甘肅獨立儲能電站、青海共享型儲能電站的創新應用，儲能與可再生能源結合離不開對經濟性的深入探索。在電力市場成本價格傳導機制欠缺的情況下，現有任何機制都處于過渡階段。

　　胡靜指出，如果是在棄風棄光嚴重的地區，并且是拿到早期補貼上網電價的新能源場站，加之可以平衡儲能成本與增加的上網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比較低，例如已經接近平價，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?；_發和利用買單的主體絕不僅僅是可再生能源開發商自身，作為“綠色發展”的受益方，全社會有責任為可再生能源的發展付費。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定輸出服務的可再生能源企業。只有市場中形成基本的經濟邏輯，儲能配套可再生能源的長效機制才能建立。“至于發展儲能是誰的責任，它既不是新能源的責任，當然也不是電網企業的責任，也不會是用戶的責任。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、國家能源戰略角度看，由利益相關方共同承擔較為合理。”胡靜進一步補充。

　　此外，為滿足未來規?；稍偕茉聪码娏ο到y的安全穩定運行，可再生能源與儲能綁定以減少波動和不確定性，應是發電企業應承擔的基本義務。未來，儲能絕不是為解決眼前可再生能源過量發展的消納問題而特殊存在的，而是解決新能源結構下可能存在的電力運行風險而必然存在。

　　儲能參與市場交易增加了收益途徑

　　國內對于儲能的認識由是否發展逐漸轉變為如何高質量發展，目前政策從宏觀引導、指導的角度明確了我國發展儲能的重要性、必要性和國家所持的積極鼓勵態度，符合我國和國際社會發展新能源，建設清潔低碳、安全高效現代能源體系的大潮流和新理念。

　　6月10日，國家發改委、國家能源局聯合發布了《電力中長期交易基本規則》，明確了儲能可參與電力中長期交易。自《電力中長期交易基本規則(暫行)》發布以來，經過三年的探索與實踐，全國電力市場化交易比重不斷擴大，市場交易機制日趨完善，市場價格機制逐步理順，可再生能源電力需求日益凸顯，售電市場蓬勃發展。

　　胡靜認為，不僅是新能源項目配置儲能，就算獨立的儲能參與中長期交易也是可行的。此次《電力中長期交易基本規則》的出臺，把儲能作為市場主體考慮進來，是肯定了儲能在市場中的價值，這對新能源配置和儲能本身來說都有很大的積極促進作用。“對于新能源配置儲能來說，綠證和配額制增加了它的收益途徑，不僅可以參與輔助服務市場，還可以參與電能量市場，通過賣電收益，也可以作為權益轉移出去，一定程度上可以提升總體的收益水平。”胡靜表示。

　　隨著儲能市場規模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能的獨立主體地位得到明確，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務以及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接充分地交易結算出來，可以說，新能源項目配套儲能的前景是光明的。

　　同時，隨著新能源發電成本的降低，參與電力市場的競爭力也在不斷增強，未來保量保價的交易模式也將被打破。儲能具有多重功能，可滿足電力系統不同時間尺度的調節需求，未來成本回收的途徑及參與市場的類型是多樣的，主要包括以下幾方面：

　　一是參與電網系統級調峰，實現共享，相關費用在全網收益電量中分攤。共享型儲能既提高了利用率，也增加了儲能的收益。《青海電力輔助服務市場運營規則(試行)》提出，在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調用，價格為0.7元/千瓦時;2020年3月，新疆維吾爾自治區發改委發布《新疆電網發電側儲能管理辦法》(征求意見稿)提出，電儲能設施根據電力調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。從兩個省份制定的規則來看，儲能參與系統級調峰的價格已經超過儲能自身的度電成本，收益是可觀的，不過也應看到，系統調峰通常是季節性的，儲能利用小時數難以得到有效保障，這對儲能收益也帶來了一定的風險。

　　二是儲能參與電力系統快速調頻。我國調頻輔助服務市場規則以火電、水電為主要設計對象，獨立儲能電站雖然在響應速度和調節精度上具有顯著優勢，但跟蹤調頻指令時需要具備持續的輸出能力，因此獨立儲能電站調頻需要配置較大功率和容量的電池，使得成本快速上升，經濟性較差。高比例新能源并網將導致系統頻率的快速波動，儲能快速響應特性滿足了快速調頻的需要，未來對于建立快速調頻輔助服務市場的省份，儲能與新能源聯合調頻也將成為增加收益的重要渠道。

　　三是儲能參與現貨市場。電力市場中，只有實時市場嚴格滿足現貨市場的定義。結合電力交易即發即用的特點，在討論電力現貨市場時，常把時間尺度擴大到實時交易的日內甚至是日前?，F貨市場的重要價值在于發現價格，用價格反映供需關系。目前我國現貨試點省份已經全部進入試運行，隨著現貨市場的成熟運行，電力電量的商品屬性逐步體現，新能源發電邊際成本為零，與儲能配合可根據價格信號靈活充放電獲取更高的電量收益。

　　四是作為備用或需求側響應資源，提升電網安全穩定運行水平。儲能具有四象限運行特性，電網穩態下可以提高新能源涉網特性，電網暫態下可根據系統需要提供功率支撐，可以提高大規模新能源外送基地特高壓直流輸電線路輸送容量，備用收益也是儲能多重價值的重要體現。

　　多場景應用推動儲能可持續發展

　　儲能在電力系統的應用，已成為我國能源轉型和市場化改革進程中的一個重要技術手段和活躍因素。

　　胡靜認為，未來，隨著技術進步，儲能成本還有較大下降空間，而且在電力市場改革不斷推進下，“新能源+儲能”的模式可通過多種手段參與電力市場獲益。如目前青海省“共享儲能”模式可在其他省份推廣應用，通過“新能源+儲能”的模式參與電網調峰調頻輔助服務獲益;依托儲能具有能量存儲、快速調節控制等功能，可在相關應用場景下(如邊遠地區供電)提供容量備用，提高供電可靠性;在用戶側分布式電源配套建設儲能，可通過參與電力市場化交易進行獲益。

　　“未來，儲能的應用肯定不能局限于這種新能源配置儲能提升利用率的這一種場景，這只是場景之一，儲能的應用場景其實很廣泛，例如儲能與電源配合參與市場調峰調頻，作為獨立儲能電站參與未來系統調峰調頻需求側響應以及共享儲能等。”胡靜指出。

　　未來，推動儲能可持續發展，首先是做好前瞻性規劃研究，避免資源無效配置。當前，各地方要求配置一定比例和一定持續時間的儲能系統，但鮮有對高比例可再生能源體系下電力系統儲能需求的基礎分析，配置比例和儲能時長存在不合理設計情況。還需明確引導各地區做好不同可再生能源發展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統能夠得到全面利用。

　　其次，要明確儲能準入門檻，確保儲能高質量應用。各地方提出了可再生能源配套儲能系統的政策方向，但并未明確儲能準入標準，存在利用低質量儲能系統應用獲得優先建設和并網條件的可能性。還需在落實配套項目之前，明確項目準入技術標準，確保儲能安全可靠應用。

　　最后，要落實配套項目應用支持政策，推動友好型可再生能源模式發展。把配套儲能技術的可再生能源場站視為友好型可再生能源場站，適當給予配套項目增發電量支持，減少此類項目棄電風險。同時，需盡快明確儲能項目身份和其參與電力市場的主體身份，調用儲能系統參與調峰調頻輔助服務市場，以獲得收益回報。

　　胡靜認為，應進一步挖掘系統靈活性資源，深入研究在電力市場放開條件下“共享儲能”、用戶側儲能、可變負荷等參與系統調節的商業模式和市場機制。加快推進儲能接入和參與系統調節相關技術標準制定和完善，切實發揮儲能系統調節作用，保障電網安全。

　　短期來看，在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統應用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協同發展。例如研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權重。結合綠證交易和可再生能源配額機制，對配套儲能系統的發電企業、電網企業和電力用戶可適當提高綠色電力認證權重，綠色電力認證可在市場中進行交易，各市場主體可自行投資建設或租用儲能系統以獲得相應配額，或在市場中購買相應配額，實現可再生能源與儲能在新交易模式下的配套。

　　長遠來看，在現有度電成本高于傳統火電成本的情況下，要推動可再生能源和儲能配套發展，還需價值補償。所以最終要建立市場化長效機制，實現“綠色價值”的成本疏導。

　　目前，全球范圍內已有部分地區的光儲和風儲成本可與傳統火電競爭，一方面要繼續推動可再生能源平價上網，減輕可再生能源財政補貼依賴，另一方面還要推動全面的市場化改革，讓電力價格反映真實的能源供應成本。全社會承擔能源綠色發展的責任意識需得到全面普及，且最終要負擔能源綠色發展的成本，實現“財政明補”到“價格體現價值”的全面過渡。但在現有推動綠色發展進程與價格改革步伐不一致的情況下，還需通過價值補償機制推動可再生能源和儲能行業發展，刺激相關行業降本增效。中國電力企業管理