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系能源與儲能協調發展調研
**觀點：“十三五”以來，大規模新能源開發及并網消納對電力系統的靈活調節能力提出了較高要求，同時推動了儲能產業快速發展。針對新能源補貼拖欠、消納壓力大，系統靈活性不足，儲能成本較高、商業模式缺乏，新能源配置儲能利用率不高、配置儲能必要性及配置比例亟需科學論證等新能源發展、儲能發展以及兩者協調發展過程中存在的問題，2021年，中電聯組織相關單位開展了新能源與儲能協調發展專題調研。調研報告在跟蹤新能源和儲能技術發展的基礎上，結合調研情況，深入分析了新能源和儲能在發展過程中存在的主要問題，并提出了快速有序發展新能源、加快提升系統靈活性調節能力、科學合理配置新型儲能設施、發揮市場配置資源作用、加大技術創新力度等促進新能源與儲能協調發展的建議。
一、基本情況
（一）政策不斷完善。近年來，我國高度重視新能源和儲能發展，先后出臺一系列政策措施，大力推進二者快速發展。在新能源方面，國家發展**委、國家能源局等**主管部門圍繞可再生能源電力消納責任權重引導機制、并網消納、平價上網、金融支持、綠色電力交易、調峰能力建設等方面，出臺了多項針對性措施以保障新能源的高質量發展。在儲能方面，出臺了涉及產業規劃、項目管理、電價、配置要求等方面的多項關鍵性政策，推動儲能快速發展。如《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確了新型儲能產業的發展目標、重點任務及產業布局等；《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》有效解決了抽水蓄能成本疏導問題，有利于發揮價格信號作用等。
（二）技術水平持續提升。陸上風電、海上風電比較大單機容量不斷提高，風輪直徑不斷增長，關鍵**技術不斷突破；光伏發電在效率、產能、技術水平等方面繼續保持國際**地位。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰電池儲能、蓄熱儲能等儲能技術水平均有不同程度的提高，各類儲能技術已步入百花齊放、百家爭鳴階段。
（三）裝機快速增加，消納水平持續提升。截至2020年底，全國并網風電累計裝機容量2.82億千瓦（陸上2.73億千瓦、海上900萬千瓦），占全國電力裝機的12.8%，同比提高了2.4個百分點；全國并網太陽能發電累計裝機容量2.54億千瓦（集中式1.75億千瓦、分布式7831萬千瓦），占全國電力裝機的11.5%，同比提高了1.3個百分點。2020年，全國風電發電量4665億千瓦時、同比增長15.1%，平均棄風率3.5%、同比下降0.5個百分點；全國光伏發電量約2605億千瓦時，同比增長16.1%，平均棄光率2.0%，與2019年持平。截至2020年底，全國儲能累計裝機規模約3505萬千瓦，同比增長8.4%；其中，抽水蓄能3149萬千瓦、電化學儲能約327萬千瓦，分別較去年增長了120萬千瓦、168萬千瓦，電化學儲能同比增幅超過1倍。
二、存在的問題
（一）新能源發展存在的問題。主要有：大力發展新能源的背景下，消納難度大幅增加；新能源補貼拖欠嚴重，截至2020年底新能源補貼拖欠近3000億元；海上風電短期內難以***平價，如地方不接力補貼，將造成海上風電新增規模急劇下降；新能源原材料的供應緊張（如硅料）影響了新能源行業的發展速度；電力系統消納新能源電力的成本將不斷增加，新能源消納的系統成本疏導機制亟需建立。
（二）儲能自身發展存在的問題。主要有：以電化學為主的新型儲能其安全性、經濟性仍是制約其快速發展的主要瓶頸，相關技術標準、安全運行管理規范等亟需完善；新型儲能商業模式較為單一，現有電力市場無法體現儲能綜合價值，成本缺乏疏導渠道機制。
（三）新能源配置儲能存在的問題。主要有：新能源配置的儲能一般是“一充一放”運行，利用率不高，部分區域配置的電化學儲能基本未調用；新能源配置儲能必要性及其比例亟需科學論證，未與各地資源特性、消納形勢、電力系統需求充分協調；分散配置方式難以充分發揮儲能作用，導致儲能利用率低、經濟性差。
三、相關建議
***，快速有序發展新能源。建議加快發展新能源力度，大力提升新能源發電規模。在做好新能源開發、送出、消納等前提下，加強新能源產業鏈的供需監測，實現產業上下游的協同發展。多措并舉解決新能源欠補問題，適當提高可再生能源電價附加征收水平，落實金融支持有關細則。鼓勵地方**給予海上風電、光熱發電一定期限的補貼，保障產業的高質量發展。
第二，加快提升系統靈活性調節能力。建議在電網側，提升電網靈活調節能力，加大跨省跨區輸送通道建設，不斷提升現有通道利用率；優化配電網建設與微電網發展，促進新能源就地就近消納；優化電網調度運行，完善省間互濟和旋轉備用共享運行機制。在電源側，積極建設靈活調節電源，加快煤電靈活性深度改造，積極推進調峰氣電建設，推進水電擴容，鼓勵建設太陽能熱發電。在負荷側，挖掘用戶負荷調節深度，實現需求側響應資源、儲能與電網友好互動，創新新型用電方式與供需協同發展機制。
第三，科學合理配置新型儲能設施。建議結合當地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，因地制宜、因場制宜、因時制宜，根據風能或太陽能新能源發電形式，統籌規劃配置儲能的比例和規模。建立“統一調度、共享使用”的協調運行機制，對于已經布置在新能源側的儲能設施，由電網進行統一調度、共享使用，很大程度發揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。鑒于電網側配置儲能具有優化電力系統運行，提高儲能設施利用率等方面的優點，建議建立電網側儲能電站容量電價機制，逐步增大電網側配置新型儲能的比例。
第四，發揮市場配置資源作用。建議發揮現貨市場作用，進一步完善優化新能源、儲能參與電力市場的配套機制，做好新能源優先發電保障和市場化交易的銜接。加快調峰調頻輔助服務市場和容量市場建設，將備用、爬坡響應、系統慣量等逐步納入輔助服務范疇，探索建立容量市場。建立合理的系統成本和輔助服務費用分攤機制。落實儲能參與電力市場主體身份，推動儲能作為**市場主體或作為虛擬電廠聚合資源參與電力中長期、現貨市場交易。做好新能源參與電力市場、綠色電力交易、可再生能源配額以及碳市場的有效銜接。
第五，加大技術創新力度。在建議深化各類新能源品種自身技術提升的基礎上，不斷提高效率、提升質量、降低成本，***提高新能源短、中、長周期功率預測精度，提升新能源對電網有功、無功、慣量的***支撐能力。不斷提高儲能的安全性、經濟性、可靠性和壽命，實現壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業化發展初期，加快飛輪儲能、鈉離子電池等技術開展規模化試驗示范，探索開展儲氫、儲熱及其他創新儲能技術的研究和示范應用。
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