“可再生能源+储能”寻求协同发展

“据有关部门统计，2021年我国弃电总量约为267亿千瓦时，同比增加22.7%。随着风电、光伏的规模化发展，弃电现象还将持续存在。”在日前召开的“可再生能源+储能”装备创新应用与示范推广专题论坛上，国家能源局原监管总监李冶强调，作为缓解弃风、弃光的重要手段，储能建设已迫在眉睫。

储能是构建新型电力系统，推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术。加快储能设施建设，推进可再生能源与储能协同发展，已成为行业关注的热点。

可再生能源发展离不开储能

李冶指出，“十四五”时期，是我国可再生能源发展的重要窗口期，国家已规划建设七大陆上新能源基地、五大海上风电基地，可再生能源将由电力消费增量的补充转变成增量的主体，在整个能源消费中占比将不断提升。可再生能源要高质量发展，既要大规模开发，同时也要高水平消纳，保证整个电力系统的安全可靠供应。

随着我国可再生能源发电量和装机量占比不断提升，“可再生能源+储能”模式将在电力系统的调节和保障方面发挥越来越重要的作用。在电源侧，储能技术可联合火电机组调峰调频、平抑可再生能源出力波动；在电网侧，储能技术可支撑电网削峰填谷，保障全时域的功率平衡和动态稳定；在用户侧，储能技术可实现用户冷热电气等方面综合供应。

中国能源建设集团副总经理吴云预测，“十四五”期间，我国新型储能需求约为2500万千瓦。随着能源转型进程不断加快，预计到2030年，我国新型储能装机量将达到1.5亿千瓦，到2050年，新型储能装机量将超过10亿千瓦。

目前，全国已有超过23个省区发布了可再生能源配储政策，将储能设施列为新能源场站并网或优先调度的前置条件。但在实际应用中，风电、光伏发电项目配建储能“建而不用”的情况并不罕见，这既增加了企业投资成本，又浪费了社会资源。

“一定要避免无效投资。”业内人士强调，确保储能建设的有效性，要厘清全国电力负荷和可再生能源发电分布的差异性和缺口，将可再生能源与储能发展统筹规划。

氢储能也是重要消纳方式

中能融合副总经理胡泊指出，“可再生能源+储能”协同的根本目标，是为了最大限度的消纳可再生能源电量和实现电网平稳运行。根据相关规划，2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

“目标容量是现有装机容量的3倍以上，电网能否全部消纳？电网又是否是可再生能源消纳的唯一途径？”西南石油大学碳中和首席科学家雷宪章提出疑问。他指出，就地将风光资源转化为电能进而制氢，或通过天然气管道运输氢气，以氢能或者清洁能源的方式把能源输送到终端用户，可以搭建起除电网外的第二个电力输出通道。

雷宪章进一步指出，电池储能可以解决电网分钟/小时级别削峰填谷问题，抽水蓄能具有日级别调节能力。但未来保障电力系统的可靠性和安全性，必须要有跨季节的储能能力。基于此，电氢耦合协调是未来能源格局的必然选择。

据悉，氢储能具有长时间、跨区域的优势，可以满足数月乃至更长时间的应用需求，从而平滑可再生能源的季节性波动。氢气的运输也不受输配电网络限制，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式，实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。

国网四川省电力公司三级顾问王永平认为，目前氢能还存在成本偏高和技术壁垒等问题,一旦这些瓶颈得到突破,氢能一定是最具发展潜力的储能技术。

在电力系统下协同互补

多种储能技术具有互补性。目前，我国抽水蓄能和电化学储能是发展的绝对主力，飞轮储能、压缩空气储能、氢储能等技术也在快速应用。

吴云指出，我国抽水蓄能站点资源主要分布在东中部地区，建设周期为8—10年。新型储能受站址资源约束较小，布局相对灵活且建设周期短。新型储能和抽水蓄能在开发时序、建设布局和响应特性等方面可充分互补。

“各种储能技术具有先天优势和短板。”王永平同样认为，未来储能一定是各种系统集成和技术装备的综合应用。他建议，相关部门出台鼓励多种储能技术路线互相融合的产业政策，在不断融合过程中，弥补不同技术的短板，发挥出综合优势。

“构建以新能源为主体的新型电力系统，是一项系统工程，需要大家携手共同发力。”李冶指出，推动风电、光伏分布式就地开发利用，也是提高可再生能源利用率的重要方向。为减少可再生能源对电网的冲击，加强可再生能源外送能力，“十四五”期间，国家还要划建设一批煤电基地和特高压外送通道。此外，还要进一步探索储能与电网协调发展，促进电源、通道、储能等调节性资源更好地发挥出总体效应。