构建新型电力系统应大力发展储能

3月15日，我国在中央财经委员会第九次会议上提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用能效，实施可再生能源替代，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

这是在我国从去年9月提出碳中和目标以后，首次明确了新能源在未来电力系统中的主体地位。目前，以风电和光伏为主的新能源已经具备了大规模发展的基础，风电和光伏发电价格在2020年已经步入平价时代，而未来其成本仍然有较大下降空间，可以说成本问题已经不是限制可再生能源发展的主要矛盾。

但从去年气候雄心大会上的风电、光伏装机目标来看，远远低于此前行业的预期。2020年12月，习近平主席在气候雄心大会上指出，到2030年我国风电、光伏装机将达到12亿千瓦，由此预计未来10年内每年装机为67GW左右。

而此前2020年我国仅风电装机达到71GW，光伏装机达到48GW，合计约为120GW。中国光伏协会曾预测十四五期间我国每年仅光伏装机就将达到90GW。从风电、光伏发展趋势来看，目前限制新能源快速发展的关键环节是储能的缺失。

众所周知，电力系统是一个巨大的平衡系统，需要保持稳定的电压和频率，以风电和光伏为主的可再生能源具有间歇性和波动性，高比例的可再生能源装机会对电力系统的稳定运行带来巨大的挑战，我国提出的新型电力系统既然以新能源为主体能源，那么对于可再生能源的间歇性、波动性问题必须要得到圆满解决。

目前，世界经验表明，储能系统是可再生能源与电网融合的最佳方案。储能可以大幅提升电网的灵活性。同时，储能可以提供电力系统的惯量支撑，补充电网调频能力。传统电力系统中的火电、水电、核电、天然气都拥有汽轮机组的转动惯量，而随着新能源占比提升，将使系统转动惯量大幅降低，储能可以凭借出色的响应速率可以提升电网惯量支撑。

另外，电池储能电站规模化运行一方面可以减少电源及电网投资，提高电网存量资产利用效率;另一方面可以促进储能设备与风电、光伏的联合应用，在提升电网接纳清洁能源的能力、平稳发电出力、减缓可再生能源弃风弃光等方面均发挥了重要作用。

目前，虽然储能对电力系统的作用已经得到了广泛的认可，发输配各方也对储能前景抱有积极态度，但在具体的应用来看，各方对加装储能的积极性仍然不高，凸显了当前我国储能行业发展仍然面临诸多问题。

首先是储能需要稳定的政策环境。从2017年底五部委联合发布首个储能行业指导意见以来，储能热度不断提高，但2019年发改委印发的《输配电定价成本监审办法》中明确电储能设施未被纳入输配电价，让电网侧储能瞬间降至冰点。政策导向关乎储能行业大局和企业生死，就目前来看，近几年国家和地方层面虽然支持储能的政策很多，但大多局限于宏观层面，缺乏可操作性的落地政策，增大了储能企业的运行风险。

其次是储能行业需要明确的市场定位。储能在电力系统中有多种功能，而目前储能在电力系统中仍然处于边缘地位，在没有公平的市场环境和付费机制下，储能的多重价值无法得到体现，导致储能项目商业模式单一，盈利能力受限，绝大多数储能项目都在亏损。

最后是要丰富储能的投资主体，2020年以来风电、光伏等新能源步入平价阶段以后，许多地方出台的政策将加装储能电站作为新能源项目并网的前提条件，而仅由发电侧承担加装储能的目标，若未能提供强有力的补贴和高确定性的收益保障，实则难以在现阶段实现储能大规模的应用和发展。

我国提出碳达峰和碳中和目标以后，我国只有10年时间实现碳达峰，30年时间实现碳中和，而欧美各国基本已实现碳达峰多年，因此我国的实现碳中和之路更加艰辛。我国要实现碳达峰、碳中和宏伟目标，关键在于全面的电力系统转型，也就是构建新型电力系统，目前来讲，储能环节正在成为构建新型电力系统的主要短板，因此，未来我国只有明确储能的市场地位，大力发展储能，才能构建以可再生能源为主体的新型电力系统。