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01前言

去年以來，隨著國內新能源場站建設規模的持續擴張及電力輔助服務市場的日益活躍，新能源配置儲能呼聲漸高，已有新疆、內蒙古、河南、山西、遼寧、湖南、安徽等至少11個省出臺了相關政策要求，有的省將新能源配置一定比例儲能作為項目核準及接入的必備前置條件，去年以來，根據網站公開信息，“風電+儲能”公布及在建的項目已近30個。今年下半年，安徽華能蒙城風電場40MW/40MWh儲能項目，華潤濉溪孫疃風電場10MW/10MWh儲能項目也陸續投運。同時行業媒體發聲：“風電+儲能”要成為新能源發展的必然“標配”。目前看國內主流新能源投資企業以及電儲能產業鏈也積極應對布局，相信以2020年為元年，“風電+儲能”配置將隨著開發規模的快速增長、電力系統靈活性調控資源需求的同步增長、系統儲能成本下降、運行規則、市場機制的進一步完善，呈星火燎原、快速發展之勢。

同時我們也要客觀理性的分析目前“風電+儲能”配置在政策機制、應用場景、運行規則、產品技術方面是否準備充分，特別是在風電后平價時代，“風電+儲能”的模式如何更好的參與電力現貨市場及電力輔助服務市場，真正體現甩掉“拐棍”、并發揮新型靈活調節資源的系統價值。需要在初期的示范項目就統籌兼顧、從長計議?！帮L電+儲能”配置不僅需要技術和成本上的突破，更需要市場長效機制的建立，并根據應用場景適應性調整運行規則。

02儲能裝置在風電場配置的主要作用

隨著風電開發建設規模的快速增長，電網“兩個細則”考核日趨嚴格，風電目前作為傳統電力普遍認為的“強波動、弱調節、弱抗擾”的變流器電源，成為同步發電機為主的電力系統輔助服務“理所當然的買單方”，近年來“電力輔助服務”（運行調節成本）分攤費用增長迅猛，某些省今年已近0.1元/kWh，使得風電場收益空間日漸壓縮，給進入平價時代的風電產業持續健康發展帶來一定影響。

儲能裝置在風電場配置主要作用包括降低發電計劃偏差、減少棄風限電，提供調峰、調頻等輔助服務、“低儲高放”參與現貨交易等。同時，布局在新能源場站匯流升壓站的獨立儲能電站，還可以起到改善并網聯絡線潮流，減緩輸電阻塞等作用。各部分作用簡述如下：

1）降低發電計劃偏差：是通過儲能裝置配合風功率預測系統，對給出的短期與超短期發電計劃偏差部分予以“充放電糾偏”，將有利于風電場減免電網“兩個細則”考核罰款，降低運維費用。2）減少棄風限電：是通過儲能裝置在大風時段（如后半夜）或負荷低谷期時“充電”、在小風時段或負荷高峰期“放電”，通過“能量搬移”手段起到削峰填谷的作用，減少風電場棄電損失。3）調峰、調頻輔助服務：若風電場儲能裝置能夠接受電網調度，參與系統深度調峰（可與減少風電場棄風限電統籌安排）、或者風電場不是通過預留功率備用而是通過配置儲能具備一次調頻能力并接受調用考核（GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》、DLT1870-2018《電力系統網源協調技術規范》均明確要求），應該減免電力輔助服務費用分攤并獲得相應補償收益。4）“低儲高放”參與現貨交易：電力市場的進一步開放將有助于提升新能源消納空間，風電場參與電力市場現貨交易的機會將越來越多，若風電場參與電力現貨交易頻次較高，因儲能裝置具有雙向調節能力，可參與現貨交易獲取價差，形成“低儲高放”的預期收益，可與“降低發電計劃偏差”作用同步安排。5）減緩輸電堵塞：在風電外送匯集站通過儲能裝置可有效減緩輸電堵塞作用，可與“減少棄風限電、參與系統深度調峰”同步安排，在接受電網調度的前提下獲得相應收益。

此外，儲能裝置在電力系統中還可實現無功支撐、快速調壓、慣量支撐、黑啟動等其他應用，但需要結合具體應用場景進行系統設計與盈利模式設計。

同時強制性國標GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》明確要求新能源場站必須具備一次調頻、快速調壓與調峰能力。綜合現有可行的技術手段來看，盡管從理論上而言，“風電+儲能”配置能較大程度上解決風電場目前迫切的現實需求，有利于實現“可預測、可調節、可支撐”的并網友好型目標，但是需要在儲能產品完善可靠、技術成本逐步下降的預期上，進一步明確與設計“風電+儲能”的具體應用場景、設計標準、運行規則與長效市場機制，方可使“風電+儲能”配置真正有效的支撐風電產業健康持續發展。

03“風電+儲能”模式目前面臨的主要問題及改進建議

1、“風電+儲能”應用場景與價值貢獻需要進一步明確。

從以往“風電+儲能”項目情況看，多是政策示范性和資源牽引性項目，項目本身并沒有盈利性，特別是去年以來的“風電+儲能”項目，投資業主基于“保電價”、“圈資源”目的而上馬的儲能項目，本身就是一個投資收益權衡的衍生品，對其應用場景及價值貢獻缺乏理性考慮和深入研究。

目前多個省區要求風電場配置儲能應具備電網統一調度的調峰、調頻能力以及減少棄電的能力，或者將儲能裝置分離出來以第三方獨立儲能電站地位參與系統調峰輔助服務，也在運營規則中明確了儲能裝置參與輔助服務的市場定位和按效果付費的基本原則。但“風電+儲能”在系統中的作用定位仍不清晰，如何調度管理，如何計量結算，調峰深度、調用頻次也不得而知。同時風電場業主所希望的通過儲能裝置“充放電”調節降低發電計劃偏差減免“兩個細則”考核罰款、通過“低儲高放”獲取電力現貨價差收益等應用場景下，儲能裝置如何運行調用也不清晰。

從目前風電投資業主的心態來看，不論儲能裝置是參與系統調峰或是減少棄電，都希望能夠產生相應的價值貢獻——或減少“兩個細則”考核罰款，或減少“電力輔助服務”費用分攤，或有新的價值贏利點。其.終能否通過儲能系統控制策略設計、聯合場站優化運行、商業模式設計等方式，實現多元價值，仍需要進一步深入研究。

2、“風電+儲能”配置需進一步完善行業技術標準支撐。

目前，儲能應用技術方面的國家或行業標準尚不全面，是制約儲能發展的瓶頸之一。譬如電池儲能系統，鋰離子電池、儲能變流器、BMS等主要環節的標準雖然初步形成，但儲能作為系統工程所涉及到并網安全的儲能產品、集成設計、安裝、驗收、運維、消防安全等基礎技術標準目前尚不健全，需要進一步明確。如：對于儲能系統的功率容量定義，是直流側或是交流側？儲能系統高低壓穿越的工況狀態是充電還是放電狀態？一次調頻功率幅度和頻率調節范圍如何設置等等……

再如集中儲能電站目前在國外、國內均發生過損失慘重的火災事故。風電場多處在山區荒漠偏遠地帶，與升壓站統一布置的電池儲能系統消防安全至關重要，儲能系統消防設計應體現以“預防電池儲能系統熱失控為主，防消結合”的集成設計原則，否則一旦出現電池熱失控釀成火災，就是“火燒連營”的嚴重后果。

還有大規模電池儲能系統退役電池的梯次利用、回收尚未形成行業標準和規?；a業鏈，如磷酸鐵鋰電池按滿容量充放電循環次數達到5000-6000次后，如何退役更換，如何回收再利用等都還是未解之疑。

再如儲能容量選擇配置、充放電時間各地儲能政策也是要求不一，從5%—20%容量配比、0.5小時—2小時充放電時間要求各不相同。據了解，由上海電力設計院牽頭編制的《風光儲聯合發電站設計規范》（國標征求意見稿）于2017年7月公告征求業內意見，其中針對儲能容量選擇配置的要求如下：

“6.2.2風光儲聯合發電系統的容量配比應以電網不同調控模式（平滑功率輸出、跟蹤計劃出力、系統削峰填谷等模式）要求為目標，經技術經濟綜合比較后.終確定。1）當風光儲聯合發電系統采用平滑功率輸出模式，儲能系統配置的額定功率不宜小于風力發電、光伏發電安裝總功率的10%，在額定功率下持續放電時間不宜小于0.5h。2）當風光儲聯合發電系統采用跟蹤計劃出力模式，儲能系統配置的額定功率不宜小于風力發電、光伏發電安裝總功率的30%，在額定功率下持續放電時間不宜小于1h。3）當風光儲聯合發電系統參與系統調頻時，儲能系統配置的.大功率不宜小于風力發電、光伏發電安裝總功率的20%。4）當風光儲聯合發電系統采用削峰填谷模式，儲能系統應根據電網具體要求，經過優化分析后確定?！?br />
嚴格的講，儲能系統容量及充放電時長的選擇，需要根據“風電+儲能”應用場景（系統定位），結合風光出力波動性、靈活性調節資源稀缺性、電網結構、負荷特征等因素綜合計算分析，并輔以建模仿真，給出.適宜的容量選擇、應用場景和運行控制策略，而非一刀切、無差異的儲能配置政策要求。

據悉，國標《風光儲聯合發電站設計規范》目前已完成報批稿，預計不久的將來會下發執行，屆時“風電+儲能”配置設計將有一個可參照的規范依據，但仍需因地制宜，根據具體的應用場景及主要關聯因素，體現有據可依、量身定制的設計成果。

3、儲能配置還需要進一步降低投資成本，釋放盈利空間

儲能電站成本分為技術成本和非技術成本，技術成本高主要是因為儲能尚未規?；瘧?，電池、PCS、EMS等設備成本高；非技術成本高，主要是儲能電站開發、土地、接入、并網驗收費用等。

從LCOE角度看，風電場配置儲能的LCOE成本受到系統成本、系統營收、凈發電量等多因素影響，不能簡單看做風電LCOE成本和儲能COE成本的加和。通過LCOE成本計算，當前新能源配置儲能將拉低風電場收益水平，新能源場站配置儲能仍有待于儲能成本的大幅降低，以及儲能循環壽命增長。當且僅當新能源場站配置儲能系統的LCOE低于電力市場交易差價均值時，新能源配置儲能通過電能轉移實現峰谷套利的商業模式才可成立；當調頻市場為主的輔助服務市場價格水平高于儲能系統的LCOE時，其參與輔助服務市場的商業模式才可成立，且需要考慮單獨運行而非與新能源場站捆綁的方式；當系統對于新能源場站出力和預測精度考核的嚴格程度達到一定高度時，從實際應用的角度才有必要通過包括加裝儲能裝置能方式尋求解決方案。

4、“風電+儲能”應著眼于提高調節能力，配置應不拘形式，多措并舉

GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》明確要求3.3.2條給出了電源與電力系統調峰、調頻和調壓等調節能力的關系，并提出“新能源場站應提高調節能力，必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節資源及調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備”的要求?？梢娖渲鲗枷胧菑南到y需求出發，譬如一次調頻響應、無功調整和電壓自動控制方面，完全可以著眼于組合資源的靈活性和調節能力入手，而不應該也沒有必要限定具體實現方式，要求每個場站配置大容量的電池儲能系統。

電池儲能的替代方案不勝枚舉，完全可以因地制宜，靈活組合?？梢杂性陲L電匯集站建設“共享儲能”、“風電+可調節水電儲能”、“風電+壓縮空氣儲能”、“風電+光熱儲能”等多種可比選方案。如建設“風光同場+儲能”，風光資源具有互補特性，風光同場互補在一定程度上降低了發電出力的波動性與峰谷差，然后再根據系統靈活性調節資源需求確定儲能的容量和形式。又如“風電+常規調節性電源”的組合，現階段其價值與經濟性也高于單個風電項目配置儲能。因此，應允許風電配合多種儲能技術方案或采用具備同等效果的解決方案，而不應在當前技術快速發展的情況下，僅局限于電池儲能的單一路線來強制推行“風電+儲能”配置模式?！帮L電+儲能”是能源轉型驅動下，通過技術創新和市場機制引領的新興業態，我們僅有“擁抱儲能”的情懷還不夠，因為一個新興業態若要被廣大受眾認同并接受，必須要解決經濟可行性、應用便利性與安全可靠性，因此需要政府、電網、新能源與儲能企業、行業協會組織聚焦問題，從儲能應用場景拓展、政策與運營規則制定、市場機制建立、技術標準完善、產品成本下降方面各盡所能、共同發力，使得“風電+儲能”模式得以有效落地。

原標題:“風電+儲能”標配呼聲漸起的冷思考