專家建議在新能源規劃時將配套儲能納入考慮。蔣志海制圖

編者按

日前，中國在聯合國大會上承諾到2060年前實現碳中和，這一信號的釋放，無疑會促使新能源產業迎來新一輪爆發。儲能作為支撐新能源并網的關鍵技術，也因此備受關注。然而，由于各界對儲能認識的不同，以及受人工智能、5G等新技術的影響，儲能發展之路仍有很多羈絆。對此，《中國科學報》推出“聚焦儲能發展”系列報道，嘗試厘清其中的關鍵科學問題。

今年年初，浙江德升新能源科技有限公司董事長孟煒預計，2020年仍是儲能行業的“小寒冬”，為此他正思考著應對之策。但令孟煒萬萬沒有想到的是，這一行業很快迎來了大反彈。“公司今年的營收預計比去年至少要翻一番。”孟煒在接受《中國科學報》采訪時說。

儲能行業的再次爆發，讓業界興奮不已，但應該給予儲能什么樣的身份仍是備受爭議的話題之一。眾所周知，新能源發電的穩定性較差，可調、可控性較弱。新能源大規模并網及其高比例發展，必將引發電力系統對于儲能長期持續的需求。

那么，是否可以把儲能理解為僅為新能源提供服務?顯然不是。

“要從全局衡量儲能的價值，給予儲能獨立的主體地位。”水電水利規劃設計總院總工程師彭才德認為，“在戰略層面，要結合國家高比例新能源發展的需要，制定儲能發展的路線圖、行動計劃;在應用層面，要統籌優化儲能與新能源在電力系統中的布局。”

剛需：新能源需要儲能

在今年舉行的第75屆聯合國大會上，我國提出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，這一承諾引起各國的高度關注和肯定。

所謂碳中和，是指企業、團體或個人測算在一定時間內直接或間接產生的溫室氣體排放總量，通過植樹造林、節能減排等形式，以抵消自身產生的二氧化碳排放量，實現二氧化碳“零排放”。

要達到碳中和這一目標，目前公認的兩種方法是使用可再生能源、減少碳排放。

近年來，我國可再生能源發展迅猛。截至2019年底，全國可再生能源發電裝機達7.94億千瓦，年發電量達2.04萬億千瓦時。這兩項指標近五年的平均增速分別為13.1%和11.2%。

國家電網冀北電力風光儲公司副總經理兼總工程師劉漢民擔心，如果這么多的新能源發電接入電網，會對電網造成多大的沖擊以及該如何吸納?

這種擔憂不無道理，其主要原因之一是新能源發電的間歇性特點，而這也導致新能源棄電現象的發生。據統計，2019年全國新能源棄電量約515億千瓦時，比上年下降約395億千瓦時。在國網能源研究院電網發展綜合研究所研究員曹子健看來，“三棄”(棄風、棄光、棄水)現象雖有所好轉，但依然相當于舍棄了超過1/2個三峽電站的發電量(2019年三峽電站發電量為968.8億千瓦時)，仍有相當大的提升空間。

發展儲能是解決上述問題的重要措施之一。正如清華四川能源互聯網研究院系統分析與混合仿真研究所所長張東輝所說，“因為電力系統消納能力有限，風、光往哪個地方開發、開發哪種類型，必須要通過儲能進行調節和優化”。

在諸多儲能類型中，抽水蓄能仍是當前及今后一段時間主流的技術類型，但電化學儲能顯示出更大的發展潛能。就2019年而言，我國儲能項目新增裝機共計1228.4萬千瓦。其中，電化學儲能項目新增裝機678.4萬千瓦，占比高達54.5%;抽水蓄能和蓄熱蓄冷新增裝機分別占比24.4%和20.4%。

今年，部分省區要求或鼓勵新上馬的光伏和風電新能源項目配置儲能。彭才德從當前新能源與儲能的布局發現，光伏發電配置儲能的效益要優于風電配置儲能，新能源匯集區配置儲能要優于各個新能源場站配置儲能。

尷尬：只是調節作用

中國南方電網電力調度控制中心主管王皓懷參與了2011年、2012年深圳寶清儲能電站和張北風光儲示范工程的相關論證。“當時是以科技示范項目的形式，打造輸配電系統，這是業界第一次認識到有儲能電站這件事可以做。”

2013年至2015年儲能電站建設成本過高，導致儲能電站沒有辦法得到大規模應用，其價值也就無法體現。

降成本就成為首要工作。2015年，新能源汽車的出現帶來了轉機，其快速發展帶動了動力電池成本迅速下降。直到2016年，發電側、用戶側的成本下降趨勢明顯，業界也探索到一些運營模式，相繼出現火儲調頻、用戶側儲能峰谷電價套利，形成了現在有商業價值運營模式的第一波儲能的發展。

之后，儲能開始步入迅速發展階段。與此同時，業界也開始思考是否可以在電力系統應用儲能，即發展電網側儲能。2018年，我國儲能應用市場最大的亮點就是電網側儲能市場的崛起。

這樣一來，儲能在電源側、電網側和用戶側都打開了局面。

直到2019年，隨著電力體制改革的推進，電力市場化使得儲能原有的商業模式不可為繼，但儲能產業的發展并沒有就此停止。

根據《2020儲能產業應用研究報告》，2019年我國新增投運的電化學儲能項目中，集中式新能源+儲能、電源側輔助服務、電網側儲能、分布式及微網、用戶側儲能裝機規模占比依次是22.4%、44.5%、21.2%、0.8%、11.3%。

那么，現在儲能到底有多大價值?“要回答這個問題，首先要搞清楚電力系統價值是如何計量的。”王皓懷介紹，電力系統價值分為輔助服務和電能量。據統計，99%的電力系統價值都計在電能量里。

“從目前技術水平來看，儲能只能是電力系統調節能力的提供者。”王皓懷表示，調節能力分為調頻、備用、調峰、黑啟動，“最大的作用可能是調峰”。但王皓懷也提醒，對于調峰，除了儲能之外，現有很多運行模式也能夠提供這種能力。

按照電力系統的運行模式，“首先要確定身份問題。”王皓懷反問道，是該把儲能核定為發電還是用電，抑或是輸電環節?“好像都不行，這就帶來核準難的問題，備案時不知找誰，接下來的計量就沒法進行。沒有計量，導致的后果就是沒有結算。”

路徑：規劃引領市場

在張東輝看來，如果國家要進入高比例可再生能源系統，非抽水蓄能規劃配置的組成在相當程度上決定了我國電力清潔能源開發的進度。

在我國，抽水蓄能已納入能源規劃，可在電網系統調度。但目前儲能類型多、應用場景廣，且商業模式不確定，在技術發展較快的情況下，上述特點導致政策調整較快。“政策不清晰，儲能規劃研究滯后。”張東輝說。

事實上，國家和各地方也出臺相關措施。但在王皓懷看來，這些文件大部分是從宏觀層面鼓勵儲能發展，按照價值趨向來計量，最后發現執行效果不好。

《中國科學報》采訪時也了解到，業界對政策變化比較敏感。如何保證一個靈活、穩定的政策性環境，是業界在構建儲能商業模式時比較關心的問題。

王皓懷以分布式光伏發展為例介紹，當時國家出臺了一個非常明確的指向性意見，就是規定分布式光伏的身份怎么界定，然后每度電怎么補貼、計量。解決了這兩個問題后，分布式光伏才有了后來的飛躍式發展。

專家認為，如果對儲能產業的發展不提前規劃和研究，等到真正大爆發之時，從監管和調度運行層面來講，可能會比較被動。

為此，張東輝建議，首先在新能源規劃時將配套儲能納入考慮，否則消納和計量完全是兩個概念、兩個結論。其次，可以在電網側給儲能一個身份，通過第三方主體，結合市場機制合理規劃、合理回收。此外，在用戶側儲能方面，可以根據政策趨勢預測規模和策略，按照修改負荷特性角度納入電網規劃。

在規劃中，標準是支持儲能規模化發展的重要保障。“如何構成整個并網的流程體系，身份確定了之后去找誰，假設國家能源局審批，建設時找誰、并網時找誰，這些都需要明確。”王皓懷補充道。