“新能源+储能”如何破局？

8月20—21日，中国新能源电力圆桌暨2020年风光储创新发展论坛在北京召开。多位新能源产业链上的专家、学者和企业家齐聚一堂，围绕“新能源+储能”政策机制与协同创新问题进行研讨。

中国新能源电力圆桌召集人、国电集团原副总经理谢长军，《能源》杂志社社长周岳轩出席会议并发言。中国新能源电力圆桌联合发起机构国电电力、龙源电力、华电福新、三峡新能源、中广核新能源、国华投资、龙源振华、远景能源、联合动力、东方电缆、亨通电力等企业负责人，及多家储能企业负责人参加会议并参与圆桌讨论。

“中国新能源电力圆桌”三季度闭门会

会议围绕“风光储深度融合与协同创新”展开讨论，会议认为储能是新能源发展的热门话题，是新能源投资的热土，同时也是新能源发展的一大痛点。

与会方建议，加强新能源配储能的顶层设计，确保政策的持续性和稳定性；确认和明确储能系统的身份，厘清储能在风光储商业模式中所扮演的价值创造的角色；关注风光储的商业模式和盈利模式，深入探讨合适的储能比例；建立完善储能相关标准体系，使储能真正地服务到新能源行业的发展。

在21日举办的风光储创新发展论坛上，国电集团原副总经理、《能源》杂志编委会执行主任谢长军指出，水电水利规划设计总院正在牵头研究编制《能源发展“十四五”规划》，预测十四五非水可再生能源装机翻番，装机总量超过8亿千瓦，预计每年风电装机20-30GW，光伏装机50-60GW，非水可再生能源发电量占比大于16%。

中国工程院院士、中国工程院原副院长杜祥琬表示，非化石能源将是“十四五”能源增量的主体，进一步走向存量替代。高比例的非化石能源将提供绿电、绿氢、低碳供暖供冷，使我们国家能源更安全、更韧性，并以更经济的方式实现更高水平的绿色发展。

随着平价时代的来临，国内新能源发展开始从量变到质变，与未来能源配套的电力市场也开始在多省建立。“新能源+储能”被认为是能源革命的方向，作为储能技术研发和应用最活跃的领域，大规模电化学储能正在助力新一代电力系统发展，加速能源生产与消费的革命进程，为能源革命提供有力的支撑。

杜祥琬还指出，储能是未来电力系统必要的组成部分，是不可少的。储能可以实现能量的时移应用，平抑风、光的间歇性，即用即发，通过削峰填谷实现收益，将电力供需之间的实时耦合改为跨时段耦合，丰富电力平衡的手段，实现低密度、波动性能源的高密度、可控性应用，达到类常规电源效果，成为高竞争力的能源。

新周期的新难题

我国的可再生能源经历了十几年的规模化发展，无论是“质”还是“量”均位居世界前列。目前风、光为主的新能源正在步入平价上网的新阶段，即将迎来新的高速发展周期，同时也面临着和以前不一样的新问题。

谢长军指出，我国当前的新能源发展面临着三个主要问题：一是新能源并网标准越来越严格，新的电力安全稳定导则及部分地区的新能源并网标准，要求新能源场站提供虚拟惯量响应和一次调频能力，否则要限功率运行；二是甘肃等地区电力现货交易试点过程中，反映出新能源缺乏灵活性，在现货市场难以出清到好电价；三是在安徽等地区开展的新能源+储能试点项目中，市场还存在较多不确定因素，行业缺乏标准，储能系统在安全、可靠、高效、成本等方面仍面临挑战。

此外，一直以来的观点普遍是“西电东送”，杜祥琬在会上指出实现能源格局的转变首先需要转变观念、转变习惯，认真论证和规划全国和中东部地区的电力系统和能源战略，身边的能源要用起来，发展分布式能源。优化能源结构和能源空间格局，共同推动中国能源转型。

国家电网有限公司国调中心原副总工程师裴哲义表示，我国清洁能源资源与用电负荷呈逆向分布特点。我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，全国70%的负荷集中在中、东部地区，必须借助大电网，构建大市场，在全国范围内消纳新能源。

新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动。电网负荷变化规律性强，用电高峰、低谷明显；风电出力随机性、波动性强，预测难度大，大规模接入后极大增加了电网平衡困难。裴哲义指出，2035年前，风、光装机规模分别达7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，具备应对新能源5亿千瓦左右日功率波动的调节能力。

科陆电子首席科学家阮海明认为新能源发电与传统发电之间的核心矛盾主要有三点，分别是：新能源发电高峰和负荷高峰错位，导致弃风弃光的浪费（10%~30%）；新能源安全稳定性欠缺，给传统火电带来“维稳”、“配套”压力，影响发电效率；火电要参与AGC，反复调节大小，导致发电效率受损，带来5%~10%的电量损失。

新能源如何联姻储能？

面对新能源发展中遇到的新问题，储能的出现让上述问题的解决有了眉目。

科士达新能源综合解决方案总监李鸽认为新能源储能因可平滑光伏和风电的出力，减少风电和光伏的间歇性、随机性，增强电力系统的调控能力，减缓因新能源占比增高带来的电力系统平衡压力，伴随能源替代的趋势将快速发展。

目前，全国已经有至少16个省区在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能的要求。储能配置要求主要为5%~20%。容量时长为1~2h。

但谢长军指出，新能源与储能的发展并不协调，储能产业的价值挖掘已经与产业发展的初衷发生了明显的偏离，其中最大的阻碍是市场机制问题。当前储能成本被迫转移给新能源开发企业，这是一种不健康不可持续的发展模式。按照“谁受益、谁付费”的基本原则，电网企业、用户都应当分担一部分储能成本，简单地由发电企业全部承担显然不合理。这也导致新能源与储能存在“两张皮”现象，既不利于行业的健康发展，也造成了严重的资源浪费。

裴哲义认为，应深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，不断探索和完善储能商业模式，使电化学储能健康有序发展。

许继电科储能技术有限公司董事长张振华认为，集中式大规模储能是能够发挥“源-网-荷”全系统效益最大化的储能方式，不但可以平衡规模化的风电、光伏等间歇性可再生能源的波动需求、满足日益增长的负荷及其波动性需求，还可实现源-荷互补的核心功能、大幅提高电网建设及利用效率。充分利用大型储能设备运行状态快速转化的能力，实现其自身角色从“负荷”向“电源”的毫秒级转变，对电网频率的紧急调节起到了倍增效果。

然而，大规模储能时代的到来，对电池技术及储能系统提出了更高的要求，电池储能在安全、可靠、高效、成本等方面仍面临巨大挑战。

对此，中国电科院电池储能技术检测部主任官亦标认为电力储能大规模集中使用的锂离子电池应遵循最严格的安全和质量标准，首先，要用严格的标准去定义、约束，额定值、工作参数的设定以让电池运行在舒适区间为原则，同时能扛住倍率、滥用等质量与安全的压力测试，能够全面满足标准型式试验要求；其次，应依据标准要求、供需双方技术约定和全环节严格检验去管控约束电池的设计、制造和供货品控，能够经受住全环节质量与安全检验，最终投运的系统能按照标准方法在标准认定以及双方技术约定的电池工作参数条件下达到承诺值；最后，要用高可靠性的电池集成、系统防护去监测管控，筑牢最后的防线。

阮海明还提出，将储能纳入到国家能源主计划范畴；倡导激励储能和可再生能源共同发展，在学术界、工程界明确了储能是最终解决可再生能源穿透率的唯一经济上可行的方案后，就应该出具储能和可再生能源平衡发展的产业模式；支持风、光、储、输、用商业模式创新示范项目。

据估计，电化学储能成本已突破经济性拐点，未来五年预计可以再降成本1/3，未来十年可以再降66%到80%的成本。杜祥琬认为，储能带来的节省电能的成本将抵消储能设备的成本，将成为能源经济新的增长点。到2025年：“新能源+储能”的市场将迈入千亿级。储能技术将对中国能源革命发挥重要推动作用。