优化储能推进可再生能源消纳

／本刊记者 才秀敏／

2 0 2 1 年全国能源工作会议提出，要加快风电、光伏发展，新增装机总量较“十三五”有大幅增长，大力提升新能源消纳和储存能力，发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。要进一步优化完善电网建设，加快构建适应高比例大规模可再生能源发展的新一代电力系统。

“十三五”期间，我国多措并举，持续推进以风电、太阳能发电为主的可再生能源开发，取得了举世瞩目的成绩。新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦。“十四五”期间，新能源开发“集散并举、海陆齐进，发储协同”的特征将更加明显。

全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元指出，在可再生能源发电侧配备储能系统，虽然从理论上有助于平抑波动，但此种发展模式存在较多问题。

一是站端小容量的储能系统相比大容量集中储能，其投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。根据对储能系统的财务测算，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，其平准化成本依然达到了约0.44元/千瓦时，在部分地区超过了光伏发电的平准化度电成本，强制配套储能设施不利于可再生能源的规模化发展。

二是因电网系统的运行方式与局部消纳能力是实时变化的，在电站建设时，统一按一定比例配置分散式储能设施，相比在电网侧集中配置储能，先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。

三是电站与电站之间不平衡出力是此消彼长的常态，在电网系统内可自然形成类似“蓄水池”的缓冲调节能力，在站端强制配置储能系统，存在着巨大的资源浪费。刘汉元认为，结合储能技术的发展趋势，我国在未来政策制定方面，应当充分考虑储能在推动可再生能源消纳以及提升电网稳定性等方面的正外部性，设计合理的储能价格补偿机制和市场准入机制，持续优化储能发展模式，助力可再生能源高质量发展。

对此，刘汉元提出如下建议。

一是建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，以提高储能的利用效率、减少资源浪费。对于自愿配置储能系统的可再生能源发电项目，在保障全额收购的基础上，在储能电价上设置适当的补贴价格。储能的出现和广泛应用，实现了电能在时间上的转移，能够帮助可再生能源进行调峰和平稳输出，在不增加电网容量的情况下，提升可再生能源的消纳能力。但问题的关键在于储能的成本由谁来承担，储能转移电力的成本与光伏的上网电价相当，电源企业没有投资的动力。如能在上网电价的基础上设置一个储能补贴价格，使得对储能的投入具备回报价值，才有可能形成电网与电源企业双赢的结果。

二是建议支持发展系统侧集中式储能系统，将抽水蓄能电站、储能基地纳入电力发展规划与统一调度范围，通过招投标等市场化方式确定项目业主。由电网公司在网侧集中配置储能系统，因提升可再生能源消纳的正外部性为全社会共同受益，其成本由所有用户均摊。

三是建议加快电力辅助服务市场建设，引导鼓励储能以独立辅助服务提供商的角色参与市场交易，发展储能市场化商业模式。应降低储能系统的入网障碍，允许储能作为电源参与到供电服务中，并对储能提供的调峰调频服务等进行补偿。同时可以制定更加灵活的电价政策，鼓励通过市场化方式，充分发挥储能调峰的功能。