专家建议在新能源规划时将配套储能纳入考虑。蒋志海制图

　　编者按

　　日前，中国在联合国大会上承诺到2060年前实现碳中和，这一信号的释放，无疑会促使新能源产业迎来新一轮爆发。储能作为支撑新能源并网的关键技术，也因此备受关注。然而，由于各界对储能认识的不同，以及受人工智能、5G等新技术的影响，储能发展之路仍有很多羁绊。对此，《中国科学报》推出“聚焦储能发展”系列报道，尝试厘清其中的关键科学问题。

　　■本报记者 秦志伟

　　今年年初，浙江德升新能源科技有限公司董事长孟炜预计，2020年仍是储能行业的“小寒冬”，为此他正思考着应对之策。但令孟炜万万没有想到的是，这一行业很快迎来了大反弹。“公司今年的营收预计比去年至少要翻一番。”孟炜在接受《中国科学报》采访时说。

　　储能行业的再次爆发，让业界兴奋不已，但应该给予储能什么样的身份仍是备受争议的话题之一。众所周知，新能源发电的稳定性较差，可调、可控性较弱。新能源大规模并网及其高比例发展，必将引发电力系统对于储能长期持续的需求。

　　那么，是否可以把储能理解为仅为新能源提供服务？显然不是。

　　“要从全局衡量储能的价值，给予储能独立的主体地位。”水电水利规划设计总院总工程师彭才德认为，“在战略层面，要结合国家高比例新能源发展的需要，制定储能发展的路线图、行动计划；在应用层面，要统筹优化储能与新能源在电力系统中的布局。”

　　刚需：新能源需要储能

　　在今年举行的第75届联合国大会上，我国提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，这一承诺引起各国的高度关注和肯定。

　　所谓碳中和，是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。

　　要达到碳中和这一目标，目前公认的两种方法是使用可再生能源、减少碳排放。

　　近年来，我国可再生能源发展迅猛。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，年发电量达2.04万亿千瓦时。这两项指标近五年的平均增速分别为13.1%和11.2%。

　　国家电网冀北电力风光储公司副总经理兼总工程师刘汉民担心，如果这么多的新能源发电接入电网，会对电网造成多大的冲击以及该如何吸纳？

　　这种担忧不无道理，其主要原因之一是新能源发电的间歇性特点，而这也导致新能源弃电现象的发生。据统计，2019年全国新能源弃电量约515亿千瓦时，比上年下降约395亿千瓦时。在国网能源研究院电网发展综合研究所研究员曹子健看来，“三弃”（弃风、弃光、弃水）现象虽有所好转，但依然相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量（2019年三峡电站发电量为968.8亿千瓦时），仍有相当大的提升空间。

　　发展储能是解决上述问题的重要措施之一。正如清华四川能源互联网研究院系统分析与混合仿真研究所所长张东辉所说，“因为电力系统消纳能力有限，风、光往哪个地方开发、开发哪种类型，必须要通过储能进行调节和优化”。

　　在诸多储能类型中，抽水蓄能仍是当前及今后一段时间主流的技术类型，但电化学储能显示出更大的发展潜能。就2019年而言，我国储能项目新增装机共计1228.4万千瓦。其中，电化学储能项目新增装机678.4万千瓦，占比高达54.5%；抽水蓄能和蓄热蓄冷新增装机分别占比24.4%和20.4%。

　　今年，部分省区要求或鼓励新上马的光伏和风电新能源项目配置储能。彭才德从当前新能源与储能的布局发现，光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能，新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站配置储能。

　　尴尬：只是调节作用

　　中国南方电网电力调度控制中心主管王皓怀参与了2011年、2012年深圳宝清储能电站和张北风光储示范工程的相关论证。“当时是以科技示范项目的形式，打造输配电系统，这是业界第一次认识到有储能电站这件事可以做。”

　　2013年至2015年储能电站建设成本过高，导致储能电站没有办法得到大规模应用，其价值也就无法体现。

　　降成本就成为首要工作。2015年，新能源汽车的出现带来了转机，其快速发展带动了动力电池成本迅速下降。直到2016年，发电侧、用户侧的成本下降趋势明显，业界也探索到一些运营模式，相继出现火储调频、用户侧储能峰谷电价套利，形成了现在有商业价值运营模式的第一波储能的发展。

　　之后，储能开始步入迅速发展阶段。与此同时，业界也开始思考是否可以在电力系统应用储能，即发展电网侧储能。2018年，我国储能应用市场最大的亮点就是电网侧储能市场的崛起。

　　这样一来，储能在电源侧、电网侧和用户侧都打开了局面。

　　直到2019年，随着电力体制改革的推进，电力市场化使得储能原有的商业模式不可为继，但储能产业的发展并没有就此停止。

　　根据《2020储能产业应用研究报告》，2019年我国新增投运的电化学储能项目中，集中式新能源＋储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、用户侧储能装机规模占比依次是22.4%、44.5%、21.2%、0.8%、11.3%。

　　那么，现在储能到底有多大价值？“要回答这个问题，首先要搞清楚电力系统价值是如何计量的。”王皓怀介绍，电力系统价值分为辅助服务和电能量。据统计，99%的电力系统价值都计在电能量里。

　　“从目前技术水平来看，储能只能是电力系统调节能力的提供者。”王皓怀表示，调节能力分为调频、备用、调峰、黑启动，“最大的作用可能是调峰”。但王皓怀也提醒，对于调峰，除了储能之外，现有很多运行模式也能够提供这种能力。

　　按照电力系统的运行模式，“首先要确定身份问题。”王皓怀反问道，是该把储能核定为发电还是用电，抑或是输电环节？“好像都不行，这就带来核准难的问题，备案时不知找谁，接下来的计量就没法进行。没有计量，导致的后果就是没有结算。”

　　路径：规划引领市场

　　在张东辉看来，如果国家要进入高比例可再生能源系统，非抽水蓄能规划配置的组成在相当程度上决定了我国电力清洁能源开发的进度。

　　在我国，抽水蓄能已纳入能源规划，可在电网系统调度。但目前储能类型多、应用场景广，且商业模式不确定，在技术发展较快的情况下，上述特点导致政策调整较快。“政策不清晰，储能规划研究滞后。”张东辉说。

　　事实上，国家和各地方也出台相关措施。但在王皓怀看来，这些文件大部分是从宏观层面鼓励储能发展，按照价值趋向来计量，最后发现执行效果不好。

　　《中国科学报》采访时也了解到，业界对政策变化比较敏感。如何保证一个灵活、稳定的政策性环境，是业界在构建储能商业模式时比较关心的问题。

　　王皓怀以分布式光伏发展为例介绍，当时国家出台了一个非常明确的指向性意见，就是规定分布式光伏的身份怎么界定，然后每度电怎么补贴、计量。解决了这两个问题后，分布式光伏才有了后来的飞跃式发展。

　　专家认为，如果对储能产业的发展不提前规划和研究，等到真正大爆发之时，从监管和调度运行层面来讲，可能会比较被动。

　　为此，张东辉建议，首先在新能源规划时将配套储能纳入考虑，否则消纳和计量完全是两个概念、两个结论。其次，可以在电网侧给储能一个身份，通过第三方主体，结合市场机制合理规划、合理回收。此外，在用户侧储能方面，可以根据政策趋势预测规模和策略，按照修改负荷特性角度纳入电网规划。

　　在规划中，标准是支持储能规模化发展的重要保障。“如何构成整个并网的流程体系，身份确定了之后去找谁，假设国家能源局审批，建设时找谁、并网时找谁，这些都需要明确。”王皓怀补充道。