沒有安裝儲能設施的新能源電站，不僅會影響電力系統(tǒng)的安全，而且可能導致電力市場出現(xiàn)令人瞠目的負電價。2020年，受新冠肺炎疫情影響，新能源大國德國僅在1~3月間就出現(xiàn)了128小時的負電價。（來源：微信公眾號“能源評論•首席能源觀” ID：CEO_ER）

    如果借助儲能技術，完美解決新能源消納難題，不僅負電價出現(xiàn)的概率會降低，而且電力系統(tǒng)的運行會更加安全。

    “新能源+儲能”的搭配，如今在國內(nèi)備受關注，未來也將大有作為。

    在我國，“新能源+儲能”并非新概念。

    在發(fā)電側(cè)，“新能源+儲能”最典型的應用案例是在“三北”地區(qū)的友好型可再生能源場站。得益于儲能技術的應用，“棄風”“棄光”等問題較好地得到解決，同時，儲能技術在電網(wǎng)平滑輸出、跟蹤計劃出力等都具有顯著的支撐作用。

    在用戶側(cè)，光儲充電站是儲能應用的典型場景。這種儲能系統(tǒng)可以通過削峰填谷實現(xiàn)收益，并能緩解配電網(wǎng)增容的壓力，一方面為更多新能源汽車提供大功率充電服務，另一方面可以解決配電網(wǎng)安全問題。與其他用戶側(cè)應用場景的商業(yè)模式相同，儲能在充電站中的應用，主要依靠峰谷電價的套利模式，收益來源比較單一。隨著新能源汽車應用規(guī)模的快速擴大，配電網(wǎng)運行壓力逐步增大，充電站建設增容的問題將是制約其發(fā)展的關鍵。因此，集中式光儲充電站成為發(fā)展的重要方向。

    進入2020年，“新能源+儲能”的應用場景出現(xiàn)了“從電網(wǎng)側(cè)向發(fā)電側(cè)轉(zhuǎn)移”的新趨勢。同時，投資建設主體也正在向央企特別是發(fā)電集團傳導，華能、國電投、國家能源集團、大唐等企業(yè)相繼發(fā)布了相關項目建設規(guī)劃。根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（簡稱CNESA）不完全統(tǒng)計，已有16個光伏儲能項目進入招標及建設階段。

    另據(jù)CNESA初步統(tǒng)計，2020年上半年，受疫情影響，國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展受到一定程度的影響，全國新增投運電化學儲能項目裝機規(guī)模90.5兆瓦，同比下降22%。新增投運項目主要分布在兩個領域：一是輔助服務領域，二是可再生能源并網(wǎng)領域。

    目前看，“新能源+儲能”的發(fā)展仍以政策引導為主。從地方政策看，青海、新疆、西藏、內(nèi)蒙古、遼寧、吉林、山東、山西、湖北、湖南、河南、安徽、江西等�。ㄗ灾螀^(qū)）已經(jīng)相繼出臺了可再生能源配套儲能的支持政策，如對按比例配置儲能的可再生能源場站給予優(yōu)先并網(wǎng)、增加發(fā)電小時數(shù)等激勵措施。這些政策推動了部分光儲項目、風儲項目的規(guī)劃和建設進度，讓“新能源+儲能”開始成為“新標配”。

    成本是困擾儲能行業(yè)的老問題，它是否會影響“新能源+儲能”的發(fā)展？

    從國內(nèi)儲能市場公開中標價格來看，2018~2019年，業(yè)主采購儲能系統(tǒng)的價格在1.8~2.0元/瓦之間。2020年以來，由于減少虧損、消化產(chǎn)能等原因，儲能系統(tǒng)市場公開招投標價格屢創(chuàng)新低。從目前儲能系統(tǒng)的采購價格來看，國內(nèi)市場儲能應用于電力系統(tǒng)的成本已經(jīng)達到甚至低于此前業(yè)界公認的規(guī)模化應用門檻——1.5元/瓦。

    在國際市場中，即使儲能成本高于國內(nèi)，但由于能夠獲得多重收益，儲能項目的經(jīng)濟性相對較好。比如，為風電、光伏配置一定比例儲能系統(tǒng)，變不可控的可再生能源為可控的能源，可以獲得一定的獎勵或者可再生能源綠色交易證書，這些政策和做法確實大幅推動了這些國家的發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展，不僅給發(fā)電商帶來了經(jīng)濟效益，而且讓電力系統(tǒng)獲得更高的穩(wěn)定性和安全性。

    由此可見，成本已經(jīng)不是導致大部分儲能項目經(jīng)濟性差的主要因素。國內(nèi)儲能市場要提高項目經(jīng)濟性，也應從開放市場入手，允許儲能系統(tǒng)運營商作為市場主體提供多元化服務，進而獲得多渠道收益。

    在“新能源+儲能”推動舉措上，探索完善的市場交易機制和價格補償機制顯得非常重要。因為只有合理化的市場規(guī)則和價格機制，才能讓類似項目獲取合理的價值回報，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

    在國內(nèi)市場，新機制更應關注配置儲能后的收益問題。比如，在收益層面，有無儲能的新能源場站是否存在差異；如何發(fā)揮儲能的最大價值，使儲能不僅獲得有限的電量收入，也能通過參與輔助服務，獲得更多合理收益；儲能的服務成本是否向電網(wǎng)和用戶傳導，做到真正的“誰受益誰付費”。以上這些，才是決定“新能源+儲能”能否走向長遠的關鍵因素。

    5月19日，國家能源局就《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見》征求意見�！兑庖姟诽岢�，鼓勵建設新一代電網(wǎng)友好型新能源電站，探索市場化商業(yè)模式，開展源、網(wǎng)、荷一體化運營示范。

    6月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，提出要推動能源高質(zhì)量發(fā)展，不斷提高能源安全保障能力。《意見》同時要求，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，進一步完善調(diào)峰補償機制，加快推進電力調(diào)峰等輔助服務市場化，探索推動用戶側(cè)承擔輔助服務費用的相關機制，提高調(diào)峰積極性。

    眾所周知，新能源發(fā)電具有波動性強、調(diào)控能力差、暫態(tài)支撐弱的特點，而儲能既可以平抑新能源發(fā)電波動、改善電能質(zhì)量、存儲余電、解決消納問題，又可以提升電網(wǎng)調(diào)度的靈活性。因此，只有能夠持續(xù)穩(wěn)定地保障供電和及時響應用戶用電需求的新能源電站，才能稱之為電網(wǎng)友好型新能源電站。而“新能源+儲能”作為實現(xiàn)這一目標的關鍵技術之一，在推動新一代電網(wǎng)友好型新能源電站落地的過程中，有望發(fā)揮更大的作用。

    當前，我國可再生能源規(guī)模化發(fā)展和消納形勢嚴峻。中東部地區(qū)前瞻性要求配置儲能系統(tǒng)，實則是在解決未來可能面臨的棄電問題。相關政策也對可再生能源場站提出了更高的要求，比如一次調(diào)頻功能等。

    對于即將出現(xiàn)的“新一代電網(wǎng)友好型新能源電站”，其場站的本質(zhì)未發(fā)生根本性變化，但隨著高比例可再生能源結(jié)構(gòu)的實現(xiàn)，可再生能源對電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響應當更小，因此對“友好”的要求也會越來越高。未來，可再生能源場站將不僅作為單一發(fā)電主體存在。儲能在電量搬移、平滑出力、頻率調(diào)節(jié)等方面的多重價值也會充分顯現(xiàn)，將成為可再生能源場站的技術支撐。

    在《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見》中，建設“新一代電網(wǎng)友好型新能源電站”被認為是推動新能源發(fā)電方式創(chuàng)新轉(zhuǎn)型的一種方式，強調(diào)探索市場化商業(yè)模式，通過合理優(yōu)化風電、光伏、電儲能配比和系統(tǒng)設計，在保障新能源高效消納利用的同時，為電力系統(tǒng)提供一定的容量支撐和調(diào)節(jié)能力。

    因此，建設“新一代電網(wǎng)友好型新能源電站”需通盤考慮可再生能源、電網(wǎng)和儲能的協(xié)同發(fā)展。除執(zhí)行能源監(jiān)管部門“兩個細則”及輔助服務市場相關政策，不同行業(yè)主管部門也應做好頂層規(guī)劃及落地實施，建立可持續(xù)的消納長效機制，讓新模式能有新作為。