“新能源+储能”发展面临的挑战

一是灵活性资源不足。

由于我国资源禀赋和用能负荷不均衡，加之新能源的时空不匹配，风光大规模接入电网，其波动性和间歇性给电网带来的影响也被日趋放大。电网的调峰、消纳压力巨大，需要更多灵活性资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。目前，我国电力系统灵活性较差，远不能满足波动性风光电并网规模快速增长的要求。我国灵活调节电源，包括燃油机组、燃气机组以及抽蓄机组占比远低于世界平均水平。特别是新能源富集的三北地区，灵活调节占比不到4%。高比例可再生能源电力系统运行的最大风险就是灵活性可调节资源不足，调频调峰资源明显不足，安全稳定问题凸显。

最新发布的《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019）要求，电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力。随着光伏风电发电比例不断增大，电网的调频需求越来越大。截至2020年底，已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比比例，配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽未要求具体储能配置比例，但相关文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

目前新能源配置储能项目普遍被认为是新能源配电储能装置，尤其是化学电池。但灵活性资源有多种，既包括灵活性火电、抽水蓄能电站、燃气电站、燃油电站、储能，还包括可调节负荷等，应从系统的角度统筹优化，共同参与到电力系统的运行调节过程中。

二是市场机制和相关激励机制不健全。

受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响，我国新能源发电一直存在消纳难题。目前储能存在技术经济性不高、位置独立分散、利用率低，成本疏导途径及盈利能力受限等问题。

由于各地新能源发展规模、电网结构、调峰资源缺口程度有所不同，强配储能给新能源企业带来较大的成本压力。尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势，但目前仍高达0.6-0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外，融资成本、项目管理费等附加费用也很高。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素，新能源项目盈利空间逐步压缩，配置储能缺乏合理的机制和明确的回收渠道，带来的收益有限，企业建设积极性较低，导致部分省份新能源与电网企业矛盾加剧。

三是电化学储能相关标准缺失。

电化学储能产业已发展十几年，相关标准却没有得到完善，储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维，以及储能系统的灾后处理、电池回收等，都没有非常完善的标准和政策来支撑。
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