编者按：虽然国家和地方发布了多个鼓励储能发展的政策文件，储能也具有调峰的天然优势，但发展初期价格偏高，并未实现大规模商业化应用。随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，储能的辅助服务能力将得到释放。


消纳一直是伴随新能源发展过程中的重要影响因素，而储能作为新能源消纳的创新模式之一，最近的关注度持续升温，国家和地方纷纷出台政策文件，鼓励新能源配套储能。

鼓励配套储能，作为新能源优先开发重要条件

5月19日，国家能源局发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》中，对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升电力系统调节能力、着力推动清洁能源消纳模式创新方面，都提出鼓励推动电储能建设和参与，以此促进清洁能源高质量发展。从意见稿中也可以看出，国家层面非常关注并看好储能对清洁能源消纳、对电力系统调节的重要作用。

在地方层面，也并未强制规定新能源发电配套储能，而是作为部分地区新能源优先开发的重要条件。之前已有五个省份鼓励新能源配储能：

内蒙古：明确优先支持光伏＋储能建设，光伏电站储能容量不低于5％，储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。

河南：暂停各类新能源增量项目，优先支持配置储能的新增平价项目。

新疆：要求各地发改委组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施建设，继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目的建设。

湖南：鼓励同步配套建设储能设施，28家企业承诺配套新能源项目总计建设388．6MW／777．2MWh储能设施，与风电项目同步投产，配置比例为20％左右。

江西：指出要推进储能市场发展并开展综合性储能技术应用示范。


除了以上五省，到目前为止，山东、山西、辽宁、吉林、湖北、安徽等省份也对新能源电站配套储能进行鼓励。详细内容如下：


山东：2020年申报竞价光伏项目要求配20％储能

6月5日，国网山东发布《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》，2020年山东参与竞价的光伏电站项目规模为97．6万千瓦，共计19个项目。根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20％考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。

山西：新增光伏项目考虑配备15％－20％储能

近日，国网山西公司给山西省能源局出具了一份关于2020年新建光伏发电消纳意见的文件，文件建议，新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15％－20％储能，落实消纳协议。


辽宁：考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目

5月14日，辽宁省发改委印发《辽宁省风电项目建设方案》、《辽宁省光伏发电项目建设方案》，其中辽宁风电项目建设方案指出，优先考虑附带储能设施、有利于调峰的项目。

吉林：大力支持储能、氢能等有带动作用的项目

4月27日，吉林能源局印发《关于做好2020年风电、光伏发电项目申报有关工作的通知》，其中《吉林省2020年风电和光伏发电项目申报指导方案》指出要大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目。

湖北：2020平价上网项目可包含风光储一体化等多能互补平价项目

4月15日，湖北能能源局下发《关于2020年风电和光伏发电项目建设有关事项的通知指出》，在落实电力送出和消纳等各项建设条件的基础上，积极推进2020年无补贴平价上网风电项目建设，申报范围包含风光互补、风光储一体化等多能互补平价项目。

安徽：开展风光储一体化等新能源微电网技术研发

安徽省政府印发《安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划》，行动计划指出，将建设长三角绿色储能基地，推动互联网与分布式能源技术深度融合。开展风光储一体化等新能源微电网技术研发，实现分布式能源高效、灵活接入以及生产消费一体化。

随着各省出台储能相关的政策文件，有些省份已有了新动作，开始进行招标。6月3日，国家电投集团发布了两则光伏储能招标公告，新疆格尔木光伏电站储能系统建设项目，配置1．25MW／1．5MWh储能系统；内蒙古阿拉善右旗互联网＋光伏治沙智慧电站＋储能普通光伏电站项目，在交流侧配置1套5MWh／5MW的储能系统。


储能未大规模应用的原因

虽然国家和地方发布了多个鼓励储能发展的政策文件，储能也具有调峰的天然优势，受到高度关注，但发展初期价格偏高，仅在极个别早期并网的新能源场站试点运行，并未实现大规模商业化应用。主要有以下几点原因：

01成本高造成储能市场发展缓慢

由于成本高，使得储能在没有实际政策支持时，众多商业模式无法实现盈利，比如新能源场站内储能的跟踪计划出力、移峰填谷等。

据统计，当前我国抽水蓄能电站度电成本较低，约为0．21－0．25元／kWh，其他储能技术的度电成本相对较高，如锂离子电池储能系统度电成本为0．6－0．8元／kWh。

02安全为储能产业面临的瓶颈之一

近几年电化学储能发展速度最快，新能源场站储能也以此技术为主。储能电站的安全事故，往往都是在预警缺失或滞后的情况下，大部分由锂离子电池本身失控引发出来的。

截至2019年2月，仅在韩国，储能电站发生火灾事故已经高达21起，火灾给快速升温的储能市场泼了一盆冷水。韩国工商和能源部立即采取了行动，对所有已经安装的电池储能系统进行安全检查，强制关闭了342个公共事业侧的储能系统。

起火事件无疑给整个产业敲响了警钟，安全成为行业必须着手解决的问题。电化学储能电站的性能及安全还存在很多关键问题亟待解决。业界迫切需要建立健全的储能技术标准和检测认证体系为电站质量“保驾护航”。

而应用规模的上升会促进储能的发展和成本的加速下降，进而促进新能源并网能力提升和新能源发展。

未来储能辅助服务将释放

随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，储能的辅助服务能力将得到释放。未来，储能可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，在辅助服务方面促进新能源发展以及新能源项目积极配置储能。

一是参与电网系统级调峰，实现共享，相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率，也增加了储能的收益。

二是储能参与电力系统快速调频。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。

三是储能参与现货市场。目前我国八个现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。



 原标题：多省鼓励配置储能助新能源消纳！