“储能+可再生能源发电”助力减少碳排放

伴随着政策加快完善，储能在可再生能源发电端有望进入快速增长阶段，“储能+可再生能源发电”将加快助力碳达峰、碳中和目标的实现。

中国经济时报记者梳理发现，储能领域的利好政策近期频现。自《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》出台以来，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》《国家发展改革委国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》相继发布。储能发展连获政策支持，引起市场的持续关注和热议。

“政策延续了国家发改委和国家能源局一系列文件的思路，是在太阳能光伏发电全面进入平价上网阶段以后，既要促进光伏发电高比例发展，又要考虑电网现实的消纳能力。”天合光能相关负责人在接受本报记者采访时说。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年底，我国已投运的新型电力储能累计装机规模达到3.28GW。在业内人士看来，政策的密集出台，直指碳中和背景下，可再生能源发电装机量和用电量在高峰期超负荷和低谷期存在的大量弃风弃光现象。通过明确市场地位和价格机制、形成或完善商业模式，未来，储能的加快发展及大规模应用，将有效缓解上述压力。

一位从事储能行业的人士在接受本报记者采访时认为，在2025年新型储能装机规模达到30GW的目标提出后，分时电价机制的优化完善将打通储能的商业模式和经济性，鼓励可再生能源发电企业自建、合建或者购买调峰与储能能力将有利于增加并网规模。国内储能行业发展的拐点已经出现。

本报记者在采访中了解到，从今年开始，我国对新核准风电和新备案光伏发电项目实施新的项目建设管理政策，即并网多元保障机制，新安排项目分为两类。一是各省份完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目为保障性并网项目，这类项目由电网企业实行保障性并网；二是在保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目为市场化并网项目，根据政策，鼓励和允许发电企业通过自建、合建、购买储能或调峰能力来落实并网条件，在满足并网条件规定要求情况下，这些市场化并网项目由电网企业予以并网。

值得注意的是，上述文件提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整。

天合光能相关负责人认为，政策给了光伏企业明确的指导，即到底要装多少储能、装多少比例。企业应该认真研究政策思路，这是未来几年的一个大体模式。特别是对于发电和设计企业而言，商业模式有了变化，将对综合造价能力、系统设计能力和运营能力提出高要求。对光伏发电和储能企业来说，市场空间在扩大，同时也要求企业尽快降低成本。

多渠道配置调峰与储能等资源，将有效增加可再生能源发电的并网规模。未来，“储能+可再生能源发电”的加快发展还需要注意一些实际操作的问题。

阿特斯阳光电力集团全球市场部副总裁张含冰在接受本报记者采访时认为，实现企业级调峰能力，需要满足几个条件。首先，可再生能源发电企业需要有大型的光伏电站或者风能电站等，同时这些电站必须具备一定配比的储能系统。其次，电网必须给企业提供实时的用电量系统。再次，企业端必须拥有和电网连接的智能自动调峰系统和软件等。在满足这些最基本条件的基础上，可再生能源发电企业会考虑自建调峰系统的经济性。

天合光能相关负责人认为，未来，调峰和储能交易机制的运行，要明确电网该如何调度这些储能电站，确保应调尽调，维护投资企业的正当权益，也使企业对收益有明确判断。同时，调峰和储能的交易机制要尽量透明和稳定。

文章来源：中国经济时报