重新认识“新能源+储能”

截止到2019年底，我国风电装机达到2.1亿千瓦、光伏发电装机2.04亿千瓦，提前一年完成可再生能源发展“十三五”规划目标。

2020年是我国“十三五”收官之年，也是谋划“十四五”发展的开局之年，为实现风电、光伏发电平稳有序发展，国家能源局下发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，要求各省根据国家可再生能源发展“十三五”相关规划和本地区电网消纳能力，合理安排新增核准（备案）项目规模。

目前多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，河南、内蒙、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目，新能源场站配置储能成为行业讨论热点。

新能源发电项目配置储能并非首次出现在政府文件当中，早在2017年，青海省发改委发布的《青海省2017年度风电开发建设方案》要求，列入规划的风电项目要按照其规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模达33万千瓦。该政策发布后引起较大争议，最终执行也未达预期。

经过数年发展，我国新能源发电迈上新台阶，新能源运行与消纳也面临一系列新的问题，此外我国新能源发电即将迎来平价上网，以锂离子电池为代表的电化学储能成本逐年下降，电力市场化改革持续推进，多种因素交织在一起，新能源场站配置储能面临新的环境，也需要进行新的认识。

认识一：“十四五”新能源发展和消纳矛盾更加突出，调峰资源日趋紧张的情况下，亟需储能等灵活性调节资源

根据统计，截止到2019年底，国家电网公司经营区内，新能源装机占电源总装机的23.4%，其中青海、甘肃新能源装机占总装机容量的50%和42%，已成为本省第一大电源，宁夏、新疆、蒙东、冀北等地区新能源装机占总电源装机容量均超过了30%，21个省份新能源发电成为第一、二大电源。

新能源发电具有间歇性和随机性，高比例新能源并网需要大规模输出稳定的可调节电源进行调峰，随着新能源发电的快速发展，电力系统调峰能力不足已不是个别省份、局部地区的问题。

为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标，壮大清洁能源产业，保持风电、光伏装机规模稳定增长是“十四五”规划的重要目标和任务。

为适应能源转型和促进地方产业发展的需要，各省发展新能源的意愿依然强烈，“十四五”期间，我国新能源发电预计仍将保持“十三五”时期快速发展态势。随着装机规模的扩大，各省存在很大的调峰缺口，新疆、山西、山东等省份日最大功率波动超过1000万千瓦。为实现新能源95%的利用率目标，在系统调峰资源日趋紧张甚至用尽的情况下，多个省份对储能调峰寄予厚望。

储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体，受到高度关注，但发展初期价格偏高，仅在极个别早期并网的新能源场站试点运行，并未实现大规模商业化应用。

认识二：政府文件并未强制规定新能源发电配置储能，但作为部分地区新能源优先开发的重要条件

与2017年青海省风电开发建设方案不同，当前各地政府文件并未强制规定新能源发电配置储能。

河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》暂停各类新能源增量项目，优先支持配置储能的新增平价项目；内蒙古自治区能源局印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，优先支持“光伏+储能”项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。辽宁省发改委印发《辽宁省风电项目建设方案》，指出优先考虑附带储能设施、有利于调峰的项目。湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》，指出电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施，切实提高新能源消纳送出能力，为省内新能源高比例发展提供容量空间。随后国网湖南省电力有限公司下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设施,与风电项目同步投产，配置比例为20%左右。

从下发文件来看，各省并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能，但如果新能源开发企业想要提高竞争力，配置储能将是优先开发的重要条件。

认识三：光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能，新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站配置储能

受容量配置规模限制，连续无风或大风天气可能限制储能作用的发挥。一般电化学储能满功率连续充放电时间在1~4小时之间，可有效应对新能源日内波动，但若出现长时间无风或大风等极端天气，储能利用效率可能受到较大限制。

通过对西北电网新能源历史出力特性统计分析得出，单一省份极端无风天气最大持续时间达6天，频次最高达3次/年，若联网规模缩小至单个风力发电场，极端无风或持续大风天气可持续数周。风电大发时通常在晚上或夜间，此时负荷较低，与风电消纳匹配性较差，同时三北地区供暖季还存在“以热定电”的另一重矛盾，火电机组调峰能力受限，因此储能需要配置更大的容量进行调峰。

与风电相比，光伏发电可预测性更好，且具有一定的规律性，储能可实现定期充放，利用率相对较高；同时光伏发电输出功率较高的时候也是用电高峰的白天，与负荷匹配度较好，只需要配置较小容量的储能即可达到削峰填谷的作用。

从储能布局看，新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站内配置储能。

一方面，新能源汇集区配置储能所需的容量要显著小于各新能源场站单独配置储能所需容量之和。从统计规律上看，风光具有互补特性，各新能源场站出力的随机性通过相互叠加能够达到此消彼长的作用，一定程度上降低了峰谷差。

另一方面，新能源汇集区配置储能的经济效益要显著好于新能源场站单独配置储能。新能源汇集区配置储能可实现系统级调峰，各个新能源场站均可共享，大大提高了储能设施利用率，同时，由于配置在升压站外，不存在新能源补贴等计量方面的问题，交易和结算边界清晰。

按新能源装机容量比例配置储能的一刀切做法有待商榷。从目前政策来看，部分省份提出按新能源发电项目的装机容量比例配置储能，配置比例在5%~20%之间。由于各地新能源发展规模、电网结构，调峰资源缺口程度有所不同，在新能源场站无差异化地配置储能有可能降低设备利用效率，增加项目总体成本，由电网企业根据本地调峰缺口和调节需要，经测算后公开发布储能容量需求和安装地点，为储能投资和应用创造条件。

认识四：受技术经济性影响，电化学储能目前仅适合作为新能源发电调峰的补充措施

储能技术类型众多，可满足毫秒至数天不同时间尺度的调节需求。调峰介于调频与容量备用之间，调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种，本质上是一种电能量市场，在国外归为平衡市场或现货市场，因此电力系统调峰对容量的需求要大于对功率的需求。

目前，各类储能技术中，抽水蓄能仍是新能源调峰的首要选择，主要表现为容量大，单个电站规模可达到120~360万千瓦，能量转换效率75%~85%，日调节一般为5~6小时，而电化学储能容量难以达到系统级调峰的规模；抽水蓄能使用寿命长，设计寿命30年，水工建筑物50年以上，而电化学储能寿命周期多为10年左右；抽水蓄能的能量成本约875~1085元/千瓦时，仅为锂离子电池的三分之一，且具有明确的两部制电价回收机制。

抽水蓄能兼具调频、调峰、调相和黑启动等多种功能，成为电网安全经济运行的综合调节工具。截止到2019年底，我国在运行的抽水蓄能电站将近3000万千瓦，在建容量达到4600万千瓦，均远超投运的170万千瓦电化学储能，电化学储能仅是系统调峰的补充措施。

近年来，电化学储能价格快速下降，在部分国家已得到商业化应用，主要包括调频和容量备用两个领域，如美国的PJM调频辅助服务市场、英国的快速调频市场，英国容量市场等。

电化学储能的优势在于其快速的响应特性，因此，从电力系统调节的时间尺度上讲，更适合对功率要求较高场合，如调频、紧急功率支撑、可靠供电等领域。对容量要求较高的调峰领域，从经济性讲电化学储能还难以和其他灵活性资源竞争，如火电灵活性改造、抽水蓄能等。

但电化学储能并非完全没有竞争力，受建设选址的局限以及施工周期较长的影响，抽水蓄能电站并不能解决局部网架结构受阻、常规调峰资源匮乏的新能源发电聚集区调峰问题，可通过配置电化学储能，发挥其“杠杆”作用，以较少的投资替代大规模电网改造或调峰电源投资。

认识五：新能源平价上网趋势下储能可持续发展取决于市场机制的设计

国家发展改革委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）指出，2020年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

国家发展改革委《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号）指出，2020年纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。

文件虽未对光伏发电提出明确的平价上网时间，但今年以来我国新增光伏装机项目约有三分之二已实现平价上网，预计光伏发电大概率与风电同步，在2021年实现全面平价上网。

近年来以锂离子电池为代表的电化学储能价格已经降到了每千瓦时0.5元/次，但与平价上网的新能源发电项目相比，通过配置储能以电量置换的方式已不具备经济性。

在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

既要发展新能源又要保持一定的消纳水平，因此地方政府鼓励平价上网项目的同时配置一定比例的储能，这无疑提升了新能源发电项目的整体成本，而储能仅从减少弃风、弃光电量获取收益无法收回成本。

同时，我们也看到随着高比例新能源并网的发展，系统不仅仅面临调峰问题，还存在系统频率快速波动、转动惯量下降、次同步振荡（5～300Hz）等一系列新的问题。

此外，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以及参与市场的类型是多样的，主要包括：

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元每千瓦时；2020年3月，新疆自治区发改委发布《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元每千瓦时。从两个省的规则来看，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，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。现货市场在经济学上是指买卖交易即刻生效的市场，是针对期货市场而言。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一日前。现货市场的重要价值在于发现价格，用价格反映供需关系，目前我国八个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。

放眼全球，新能源发电的快速发展是驱动储能发展的主要因素，新能源与储能的结合也是未来高比例新能源并网电力系统的必然趋势。随着新能源发电规模的扩大，新能源发电需承担的系统平衡成本将成为项目经济性测算必须考虑的重要内容，储能也必将在高比例新能源并网电力系统中找到自己的角色定位。