刘汉元代表：优化储能发展模式 保障可再生能源有效消纳

原标题：刘汉元代表：优化储能发展模式 保障可再生能源有效消纳

本次两会期间，全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元先生恪尽代表职守、认真履行职责，积极建言资政，参与国是，反映社情民意，并主要针对加快碳中和进程，筑牢我国能源和外汇安全体系、落实可再生能源保障性收购和优先上网政策、关于优化储能发展模式保障可再生能源有效消纳、关于推进饲料企业继续享受鼓励类产业税收优惠等方面问题进行了认真思考和仔细调研，并提出相关的建议。

近年来，随着光伏、风能等可再生能源的持续规模化发展，全面替代化石能源的趋势已日益明显，其在电源侧的渗透率逐步提升，需要电力系统同步提升实时平衡与调峰能力，以保障可再生能源的有效消纳。刘汉元代表表示，我国相比部分欧美国家，电力系统以燃煤火电、径流式水电为主，调峰能力与响应速率均存在劣势。储能作为战略性新兴产业，是增强电力系统供应安全性、灵活性和综合效率的重要环节，是支撑能源转型的关键技术之一。其中，电化学储能是除抽水蓄能以外，应用最为广泛的储能形式。伴随着锂电池成本不断下降，电化学储能被普遍视为提升系统调节能力，保障可再生能源消纳，推动可再生能源进一步发展的解决方案。

但事实上，自2019年以来，各省市及电网公司陆续强制要求发电企业在投资建设光伏、风电等可再生能源项目时， 按一定的容量配套建设储能系统，推高了项目建设成本。

2020年3月26日，内蒙古自治区能源局印发的《2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》中提到，“如普通光伏电站配置储能系统，则应保证储能系统时长为1小时及以上，配置容量达到项目建设规模的5%及以上，并提出储能配置对提高电网消纳能力的实施方案，承诺接受电网调度”。

2020年6月2日，国网山西印发的《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》中提到，“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%的储能，落实消纳协议，鼓励集约化开发建设，最大限度发挥电网资源”。

2020年6月5日，国网山东下发的《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》中提到，“配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时”。

2021年1月，山西省大同市政府印发的《关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》指出，“‘十四五’期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%”。

强制要求可再生能源发电项目配置储能设备，正在全国多地发生。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020年，我国新增投运储能装机容量总计2586.1MW，其中抽水蓄能新增装机容量1800MW，占比为69.5%；电化学储能新增装机容量为785.1MW，占比30.4%，其中电网侧296.4MW，可再生能源发电侧259.4MW，电源侧辅助服务201.5MW，用户侧15.9MW，分布式及微网储能12MW。

刘汉元代表指出，在可再生能源发电侧配备储能系统，虽然从理论上有助于平抑波动，但此种发展模式存在较多问题：

• 一是站端小容量的储能系统相比大容量集中储能，其投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。 根据对储能系统的财务测算，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，其平准化成本依然达到了约0.44元/千瓦时，在部分地区超过了光伏发电的平准化度电成本，强制配套储能设施不利于可再生能源的规模化发展。

• 二是因电网系统的运行方式与局部消纳能力是实时变化的，在电站建设时，统一按一定比例配置分散式储能设施，相比在电网侧集中配置储能，先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。

• 三是电站与电站之间不平衡出力是此消彼长的常态，在电网系统内可自然形成类似“蓄水池”的缓冲调节能力，在站端强制配置储能系统，存在着巨大的资源浪费。

基于上述背景，刘汉元代表认为，结合储能技术的发展趋势，我国在未来政策制定方面，应当充分考虑储能在推动可再生能源消纳以及提升电网稳定性等方面的正外部性，设计合理的储能价格补偿机制和市场准入机制，持续优化储能发展模式，助力可再生能源高质量发展。

对此，刘汉元代表提出如下建议：