近年來，隨著我國新能源發電規模持續擴大，消納壓力與日俱增。特別是今年一季度以來，受疫情影響，棄風、棄光率亦有所抬升。近期，各地新能源發展思路普遍開始強調由“重建設、輕消納”向“輕建設、重消納”轉變，與此同時，儲能再次被納為促進新能源消納的標配舉措。

中國已經成為新能源利用第一大國，數據顯示，到2050年，我國風電、光伏發電將成為電力的主導，分別占到總發電量的21%至24%。同時，我國也是全世界最龐大的電動汽車市場。作為未來三大新興產業——新能源并網、智能電網、電動汽車的發展瓶頸都指向儲能技術，可見市場潛力巨大。而隨著我國新能源的比例不斷增加，“新能源+儲能”的探索模式已經拉開，呈現擴大的趨勢，多個項目在各省市落地開花。

近期，河南、湖南、內蒙古、新疆等地密集出臺文件，一致明確將配置儲能的新能源項目列入優先支持范圍。

多地刮起新能源標配儲能“風”

河南發改委印發《關于組織開展2020年風電、光伏發電項目建設的通知》中提出明確要求。河南是近期繼新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南之后，第七個將“新能源+儲能”列入優先支持范圍的省份。

3月25、26日，新疆、內蒙古相繼發布《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知（征求意見稿）》、《2020年光伏發電項目競爭配置方案》，不約而同提出“優先支持光伏+儲能項目建設”。

其中新疆提出，積極推進新能源并網消納，組織新能源企業參與電力市場交易和儲能設施建設，重點推進阜康、哈密等抽水蓄能電站建設，積極推進阿克陶、阜康二期、達坂城等抽水蓄能電站規劃及前期論證工作；繼續推進南疆光伏儲能等光伏側儲能和新能源匯集站集中式儲能試點項目建設。

內蒙古則提出光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。針對風電場，內蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風電基地及配套儲能設施建設。

3月23日，國網湖南省電力有限公司日前下發的《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》顯示，為解決新能源消納問題，經多方協商，目前湖南省28家企業已承諾為新能源項目配套建設儲能設備，規模總計388.6MW/777.2MWh，這相當于2019年我國全年新增電化學儲能總規模的75%。據解，這些配套儲能項目將與新能源發電項目同步投產。

“新能源+儲能”利于應對新能源發電的波動性、隨機性等致命缺點，從而有力促進電力消納，被認為是新能源未來發展的“標配模式”。在此之前，青海、新疆、山東等地都有過類似嘗試。但無論是針對風電場還是集中式光伏電站，無論是強制要求還是適當獎勵，在政策落地和后續執行上，先行先試的幾個省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。前車之鑒猶在，湖南為何急于再度嘗試？“新能源+儲能”到底難在哪？

“能源主管部門要考核電網消納指標，但是又不明確具體的鼓勵政策，逼得電網只能去逼發電企業，進而把電網和發電綁在一起，給主管部門施壓”

根據國家能源局統計數據，2019年，湖南全省棄風率為1.8%，尚未到達5%的紅線。在此形勢下，湖南為何要求新能源開發企業“承諾”配置儲能呢？

“湖南電網這么著急，就是因為企業考核有了新方式，即‘非水可再生能源消納’指標考核。湖南是水電大省，水電便宜，電網肯定更愿意要水電。但現在要考核‘非水可再生能源消納’，電網壓力是很大的。”湖南某風電開發企業知情人士告訴記者。

根據去年5月國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，電網企業是承擔消納責任的第一類市場主體，需承擔與其年售電量相對應的消納量。根據具體指標，湖南省的“非水可再生能源消納”比重將從2018年的9%提升到2020年的13%。湖南電網將負責其經營區消納責任權重實施的組織工作。

但湖南省的風電消納形勢并不樂觀。今年3月，湖南省發改委發布《關于發布全省2020-2021年度新能源消納預警結果的通知》。預警結果顯示，全省風電消納形勢相對嚴峻，尤其是在湖南南部、西南部存在較大消納壓力，被劃分為紅色預警區域，其他地區為橙色或黃色區域，全省范圍內已無綠色區域。

雖供職于發電企業，上述知情人士也表示在一定程度上能夠理解電網面臨的壓力：“能源主管部門要考核電網消納指標，但是又不明確具體的鼓勵政策，逼得電網只能去逼發電企業，進而把電網和發電綁在一起，給主管部門施壓。”

據上述知情人士透露，在《通知》醞釀出臺的過程中，國網湖南電力公司曾就此事組織當地能源主管部門和相關企業召開過一次專題會議，針對政策落地過程中的具體細節進行討論。“為什么《通知》已經出來快1個月了，能源主管部門還是什么都不說？大家現在應該還在膠著中，還屬于在桌子底下你踢我一腳、我踩你一下的狀態，很多東西根本定不下來。”

既然“定不下來”，為何發電企業卻給出了“承諾”？

“電網現在發這樣一則《通知》，我既不能跟你說‘我承諾了 ’，也不能說‘沒承諾’，我沒法回答。但我可以告訴你，沒有什么實質性的東西，也沒有出具過書面承諾文件。至于設備選型、相應手續辦理等工作，至少我們項目還沒有著手考慮。”上述知情人士坦言，“在項目并網上，我們是有求于電網的，如果現在我們不‘承諾’，項目后期并不上網怎么辦？明年風電要全面平價上網，如果項目今年不能按期并網，那么電價就沒有任何保證了，所以在現在這個時間節點上，我們必須‘承諾’。”

“為什么后來大家普遍推行不順利？其實都卡在了同一個問題——配可以，錢誰出？”

“其實，要求新能源配儲能并不是什么新鮮事，好多省份都提過。為什么后來大家普遍推行不順利？其實都卡在了同一個問題——配可以，錢誰出？”國家電網能源研究院能源戰略與規劃研究所研究員閆曉卿把“新能源+儲能”的核心難題歸結為資金來源。

據了解，電網企業此前也有嘗試，但因投資回報不理想而陷入虧損。事實上，在湖南長沙就建有國網系統最大規模的電網側儲能電站，電站總規模120MW/240MWh，一期建設規模為60MW/120MWh，一期投資便已超4億元。據國網湖南電力公司經濟技術研究院測算，基于當前湖南省的峰谷電價政策和目前的電池技術，該電池儲能電站在全壽命周期內仍處于微虧狀態。

“此前，電網側儲能確實‘火’了一小段時間。但隨著去年5月印發的《輸配電定價成本監審辦法》提出，電儲能設施成本與電網企業輸配電業務無關，不能計入輸配電成本核算，電網側儲能的熱度一下就降下來了。”閆曉卿說。

國家發改委能源研究所原研究員王斯成直言：“電網側儲能如果采用化學電源，現在的經濟性很差，而且10年內可能也不會有很大發展。”

在經濟性不佳、盈利模式尚不明確的情況下，電網側儲能已經踩下“剎車”。去年12月，國家電網發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，明確要求不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。

“電網因虧損不再建了，就讓我們發電企業建，憑什么？我們也是實實在在的投資啊。現在風電企業一再提平價上網，利潤已經很低。再配儲能，這項目還能不能干了？”談起發電側儲能的建設，有新能源開發企業負責人甚是不解。

王斯成也表示：“沒有合理的利潤空間，企業為什么要裝？強制新能源發電企業配儲能肯定是不對的。”

“迫切需要的是建立合理的分時電價政策，讓尖峰、低谷等不同時間電價不再相同，而且要配套完善的電力市場化交易體系”

“誰出錢的問題到底能不能定？歸誰定？如果這些問題沒有結論，‘新能源+儲能’就很難推行下去。”閆曉卿說，“尤其是在當前全國降電價的大背景下，已不可能通過漲電價去疏導儲能建設的成本，這都導致了推廣困難。”

據一位已“承諾”建設儲能項目的新能源開發企業負責人介紹，國網湖南電力公司有意通過輔助服務的形式對儲能項目進行補貼，但相關方案至今尚未出臺。

閆曉卿還提出，要適當調整思路，正確認識“棄風”“棄光”問題及相應的消納手段。“電力系統本來就是動態的，為什么不能‘棄風’‘棄光’呢？現在好像有點‘棄電’就跟犯罪一樣，其實并不是這樣的。新能源發電的過程中，可能最尖峰的時段只有很短一段時間，為了平衡這個尖峰去建個調峰機組或者配個儲能電站，并不見得就多經濟。有時候把這部分電棄掉可能比花大力氣消納掉要劃算。當然，這還要根據各種具體參數進行復雜的測算才能最終下結論，但我們要有這種意識，轉變此前的觀念。”

對于儲能電站的建設，多位受訪專家均提出，要激活企業的投資積極性，必須依靠市場化、商業化的手段。其中，王斯成表示：“當前，迫切需要的是建立合理的分時電價政策，讓尖峰、低谷等不同時間電價不再相同，而且要配套完善的電力市場化交易體系，這樣儲能才有商業化投資的意義，企業才有利潤空間，‘新能源+儲能’的發展也才有持久的內生動力。”

儲能提升新能源競爭力的理由

新能源在電力市場建設過程中可能會出現的問題，采用儲能技術可以有效解決。如果將儲能與新能源聯合，利用儲能技術快速響應、雙向調節的特性，可以使新能源在一定程度上具備調節能力（該程度取決于儲能系統配置的容量和持續時間），與功率預測配合，在現貨市場的實際運行中執行能力增強，減少了日前功率預測與實際運行偏差所帶來的損失。

目前，多數風、光功率預測系統的短期功率預測曲線精度都超過80%，平均偏差按照±10%來計算，配置10%容量的儲能可平抑功率預測誤差。

在上述過程中，儲能所用的容量較大，但是占用電能量較小，可以同步利用儲能存儲新能源資源較好時無法消納或通流斷面無法承受的能量，在負荷需求較大、斷面通流較小時發出，以此在分時分區的節點電價機制中提高本節點發電時的電價，同時可減少新能源棄能損失。

同樣考慮配置10%的儲能容量，以光伏電站為例，其在中午發電量大、負荷較低的時候利用儲能存儲限發或低價能量，加入配置儲能的持續時間為2小時，則可以存儲將近月1/3的光伏平均日發電量（按日均利用小時數為6計算），可以有效低減少通流壓力，進行峰谷的負荷轉移，將原本中午時段的低價電轉移至其他電價相對較高時段，同時減少了網絡的阻塞剩余。

儲能配合新能源完成上述功能，可減少新能源電站的損失，一定程度上提升新能源在電力市場中的競爭力，但是儲能的投入成本不低，上述功能并不能覆蓋儲能本身的投入成本。因此，儲能還需要帶來額外的收入，才能有效促進新能源場站配置儲能。

慶幸的是，儲能還具有較好的輔助服務能力。輔助服務種類較多，有調峰、調頻、備用、調壓、黑啟動等，根據目前儲能的技術特點和在國際上已經開展的應用，儲能具備開展上述所有輔助服務的能力，在調節速率、調節精度、響應時間等要求較高的調頻方面，其表現尤為出色。

缺乏合理機制“標配”恐難落地

近年來，我國儲能產業的發展曾一路高歌猛進，其中電化學儲能表現最為突出。

然而，讓人印象深刻的是，去年國家電網曾兩度明確叫停電網側電化學儲能項目。去年年底，新疆發改委亦叫停了多達31個新能源發電側儲能項目，僅保留了5個試點項目。2019年因此被視為儲能發展進入“寒冬”的轉折年。

談及緣何取消諸多新能源發電側儲能項目，上述新疆發改委知情人士表示：“主要是到了供暖季時，很多企業拿到項目之后并沒有開動。為了保證示范項目的嚴肅性，我們叫停了那些項目。今年上半年，我們將會出臺一些輔助服務的規則，進一步促進儲能在新疆的發展。”

然而，談及不少儲能項目緣何“圈”而不建，多位受訪人士直指，成本偏高致儲能項目缺乏經濟性是主因。

公開數據顯示，盡管電化學儲能成本呈逐年下降趨勢，但目前仍高達0.6—0.8元/kWh，遠高于抽水蓄能電站0.21—0.25元/kWh的度電成本。安裝、運行成本之外，融資成本、項目管理費等附加費用也很高。

儲能系統雖然在提高風電接入能力方面能夠“幫大忙”，但配儲能設備的成本由誰來出，成為這一模式是否能夠順利推行的關鍵。

就湖南而言，為新能源項目標配儲能的積極舉措，對于已陷入低谷的儲能行業而言，無疑是一劑“強心針”，但復雜的經濟賬卻足以讓風電開發商們陷入進退兩難的尷尬境地。

有測算指出，儲能建設費用按1MWh200萬元計算，《通知》中所述配套儲能設備所需額外支持費用高達15.5億元。

業內人士指出，在被要求配套20%的儲能承諾后，風電投資成本進一步增高，已經很難滿足投資收益率的要求，將嚴重挫傷風電企業的投資積極性。“儲能目前還處于大規模推廣的初期，需要給予一定支持。”王世江坦言。

業內普遍認為，若缺乏合理的機制和明確的投資回收路徑，儲能在新能源領域的應用未必能夠達到預期。“稍有不慎，就會變成新疆‘100小時’（新疆發改委2019年印發《關于在全疆開展發電側儲能電站建設試點的通知》指出，配置儲能電站的光伏項目，原則上增加100小時計劃電量。）的翻版，很難落地執行。”

發展新型安全技術。本質安全才是根本，儲能的安全問題需要新型安全的技術來解決，目前來講，固態鋰電池技術、鋰漿料電池技術等技術可有望解決該問題。

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