2030年新能源新增配儲或超34GW
2020年9月22日，我國在聯合國大會上向世界承諾，“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”（以下簡稱“30·60雙碳目標”）。2020年12月13日，我國在氣候雄心峰會上進一步闡述碳達峰、碳中和目標，提出到2030年中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。
國家能源局公布的數據顯示，2020年全國新增風電裝機7167萬千瓦、太陽能發電4820萬千瓦，風光新增裝機之和約為1.2億千瓦。此前國家能源局公布2020年1-11月新增風電裝機2462萬千瓦，新增太陽能發電裝機2590萬千瓦。這意味著，僅2020年12月的風電、太陽能新增裝機容量就分別高達4705萬千瓦、2330萬千瓦。截至2020年底，風電、太陽能發電累計裝機總容量超過5.3億千瓦。
國家能源局已發布2021年新增風電、太陽能發電1.2億千瓦的目標，如果按照新能源裝機的5%來配置儲能，那么2021年新能源側儲能規模將新增6GW。
按照2030年風電、太陽能發電總裝機12億千瓦以上的目標，預計未來10年，風電、太陽能發電合計年均至少新增規模6700萬千瓦以上，才能實現12億千瓦以上的目標。若按5%的配置儲能比例測算，2030年風光新能源將新增配套儲能34GW以上。
中國投資協會聯合落基山研究所預測，在“碳中和”目標下，2050年，中國光伏和風電將占到電力總裝機量的70%。相應地，電化學儲能將由2016年的189MW增長到510GW，年均增長率達26%。
“30·60雙碳目標”的提出必將加快推動風電、太陽能發電等新能源的跨越式發展，高比例可再生能源對電力系統靈活調節能力將提出更高要求，給儲能發展帶來新機遇。儲能裝置可實現負荷削峰填谷，增加電網調峰能力，也可參與系統調頻調壓，提高電網安全穩定性。加快儲能有效融入電力系統發、輸、用各環節進程，對于保障電力可靠供應與新能源高效利用，實現“30·60雙碳目標”具有重要意義。
“新能源+儲能”問題不少
1.靈活性資源不足。
由于我國資源稟賦和用能負荷不均衡，加之新能源的時空不匹配，風光大規模接入電網，其波動性和間歇性給電網帶來的影響也被日趨放大。電網的調峰、消納壓力巨大，需要更多靈活性資源為電力系統的安全穩定高效運行提供支撐。目前，我國電力系統靈活性較差，遠不能滿足波動性風光電并網規?？焖僭鲩L的要求。我國靈活調節電源，包括燃油機組、燃氣機組以及抽蓄機組占比遠低于世界平均水平。特別是新能源富集的三北地區，靈活調節占比不到4%。高比例可再生能源電力系統運行的最大風險就是靈活性可調節資源不足，調頻調峰資源明顯不足，安全穩定問題凸顯。
最新發布的《電力系統安全穩定導則》（GB38755-2019）要求，電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力。隨著光伏風電發電比例不斷增大，電網的調頻需求越來越大。截至2020年底，已有18個省市出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的有關文件。湖南、湖北、內蒙、山東、山西、河北、貴州明確規定了儲能配比比例，配置儲能的比例從5%到20%不等。遼寧、河南、西藏三地雖未要求具體儲能配置比例，但相關文件明確在新能源項目審核過程中“優先考慮”新能源配置儲能項目。
目前新能源配置儲能項目普遍被認為是新能源配電儲能裝置，尤其是化學電池。但靈活性資源有多種，既包括靈活性火電、抽水蓄能電站、燃氣電站、燃油電站、儲能，還包括可調節負荷等，應從系統的角度統籌優化，共同參與到電力系統的運行調節過程中。
2.市場機制和相關激勵機制不健全。
受體制改革不到位、市場機制不健全、市場化程度低等影響，我國新能源發電一直存在消納難題。目前儲能存在技術經濟性不高、位置獨立分散、利用率低，成本疏導途徑及盈利能力受限等問題。
由于各地新能源發展規模、電網結構、調峰資源缺口程度有所不同，強配儲能給新能源企業帶來較大的成本壓力。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。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網等因素，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道，帶來的收益有限，企業建設積極性較低，導致部分省份新能源與電網企業矛盾加劇。
3.電化學儲能相關標準缺失。
電化學儲能產業已發展十幾年，相關標準卻沒有得到完善，儲能系統從設計、運輸到安裝、投運、驗收和后期運維，以及儲能系統的災后處理、電池回收等，都沒有非常完善的標準和政策來支撐。
新能源配儲要抓住四個關鍵點
1.加強儲能與“源—網—荷”協調規劃。
政府應統籌規劃所有靈活性資源的發展，如果一擁而上、泛濫式發展，其結果只會造成無序競爭和社會資源的浪費。
加強儲能與“源—網—荷”協調規劃，促進“源—網—荷—儲”協調發展。根據不同地區對靈活調節資源的需求、發展定位和特點，明確儲能發展規模和布局，實現“源—網—荷—儲 ”協調發展，合理確定儲能發展規模、設施布局、接入范圍和建設時序并滾動調整，引導儲能合理布局、有序發展。
2.加快電力市場建設。
應進一步加快建設電力中長期電力市場、現貨市場、輔助服務市場和可能的容量市場等，使各種電力資源都能在市場交易中實現其經濟價值，以促進新能源在更大范圍、全電量市場化消納，最終提高新能源發電占比。
要建立能夠充分反映儲能價值的市場化機制，合理科學地評估儲能配置規模和儲能服務價值，針對市場化過渡階段和全面市場化階段分別設計市場規則，最終形成“誰受益，誰付費”的市場化長效機制。可以先從允許儲能系統運營商作為獨立市場主體提供多元化服務入手，使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務。除了拉大峰谷價差外，儲能的價格機制可按照容量電價、電量電價、輔助服務電價予以制定，且以對電能質量的影響作為電價的評估標準。在出臺相應價格政策的同時，也要通過其實踐情況進行調整和修正。
3.推動儲能云平臺建設。
以互聯網思維看待儲能服務，推動儲能云平臺建設，以共享經濟、平臺經濟的發展模式創新儲能運營的體制機制，充分挖掘儲能云的利用潛力，積極探索綜合能源服務、綠電交易、需求響應、能源托管等新型商業模式，通過設備共享、資源共享和服務共享最大限度地發揮儲能設備的利用價值，實現儲能設備資源優化配置和高效利用。
4.制定和完善儲能相關標準。
進一步完善儲能規劃設計、設備試驗、并網檢測、安全運維、消防等技術標準，建立儲能實施門檻。推進儲能技術創新與標準化協同發展，解決儲能設施參與系統運行的關鍵問題，有效保障我國儲能產業高質量發展。
（作者均供職于華北電力大學能源互聯網研究中心）
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