配置储能：新能源并网或核准的前置条件
8月27日，在山东潍坊召开的“新能源产业发展大会”上，国家电投科技创新总监，集团中央研究院党委书记、董事长范霁红指出，随着可再生能源的发展，电力系统的安全稳定和灵活性越来越重要，储能将拥有巨大的发展潜力。
“可再生能源电力的发展有着总量大、发展快两大趋势。”据范霁红介绍，截至2020年3月，我国可再生能源发电累计装机达到8.02亿千瓦，其中风电装机2.13亿千瓦、光伏发电装机2.08亿千瓦。未来我国可再生能源发电量占比逐步提高，2040年超过50%，2050年达到67%左右，可再生能源将逐步成为电力系统第一大主力电源。
在范霁红看来，随着可再生能源比例增高，电源的稳定性和灵活性对系统越来越重要，而能源存储技术具有巨大的潜力，能提高整个能源部门的灵活性，能够在电力系统中实现高可再生能源份额。同时，在高比例新能源接入地区配置GW级规模化大容量储能或基于“区块链+共享储能”的广域聚合的规模化储能，可有效减少新能源弃电。
据了解，今年以来，在政策的引导下，可再生能源配置储能正在成为“潮流”。截至6月，已有青海、新疆、山东、安徽、山西、内蒙古、江西、湖南、湖北、河南十省区发布新能源电站侧配置5%~20%储能要求，储能时长为1小时~2小时。范霁红表示，当前，配置储能正在成为新能源并网或核准的前置条件。
与此同时，“辅助服务政策正在鼓励储能参与并获得补偿收益。”据范霁红介绍，近两年，国内多个省市和地区发布了电力辅助服务建设方案和运营规则，这些规则进一步促进了电力辅助服务市场健康有序的发展，也为储能等新技术以及新市场主体参与电力市场提供了平台。
随着市场和政策的逐步完善，2024年电化学储能装机容量将超过15GW，并保持规模化发展应用趋势。在实现“规模化发展”进程中，储能商业模式的创新必不可少。范霁红认为，储能商业模式的发展将走向“服务、共享和聚合”，需要对电价政策、市场消纳模式、政府政策支持充分研究，满足客户多种需求，实现多元价值，提高储能项目经济性。
近年来，国家电投在储能领域的布局正在不断深入。据范霁红介绍，目前，国家电投储电项目共30余个，投运、在建和前期项目总规模达到1117MW/2518MWh，涵盖新能源发电侧配储能、储能联合火电机组调频、综合智慧能源配储能领域，预计到2020年底投运规模达到402MW/518MWh。
同时，国家电投还拥有储热(冷)项目共40余个，投运、在建和前期项目总规模33,930MWh，其中投运规模达到3289MWh，涵盖可再生能源基地供热、清洁燃煤机组供热、工业园区供热、城镇小区和综合智慧能源供热供冷等领域。
此外，为响应国家标准和政策对新能源场站并网的要求，实践风光储、光储联合运行以及产业协同的规模化储能项目，提高新能源对电网主动支撑能力和并网友好性，国家电投正在加速推进新能源基地配储能;同时，还在综合智慧能源项目中充分发挥储能作为能源“聚合器”的作用，提高能源利用效率，建立全面互联、全面感知、全面智能、全面协同的能源系统。
