與傳統(tǒng)化石能源相比，可再生能源(尤其是風電和光伏)最大的特征就是其發(fā)電具有間歇性和波動性。未來，隨著風光電大規(guī)模、高比例接入電網(wǎng)，勢必會對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行帶來嚴重挑戰(zhàn)，儲能由于具有削峰填谷的功能，被行業(yè)寄予厚望。儲能的作用可以通俗地理解為“充電寶”， 在風光大發(fā)時或者用電低谷時充電，風光出力小或者用電高峰時放電。它既能平滑不穩(wěn)定的風光電，促進新能源消納，也能配合常規(guī)火電、核電等電源，為電力系統(tǒng)運行提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務，提高電力系統(tǒng)的靈活性。

2021年發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》給出了對于儲能發(fā)展的具體方向，明確至2025年，國內(nèi)新型儲能裝機總規(guī)模達30GW以上。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，要求到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段;到2030年，新型儲能全面市場化發(fā)展。

在地方層面，據(jù)不完全統(tǒng)計，目前已有23個省(區(qū))發(fā)布了新能源配儲的政策。以新能源大省內(nèi)蒙古自治區(qū)為例，在其發(fā)布的《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》中就要求，電化學儲能容量不低于新能源項目裝機容量的15%(2 小時)， 充放電不低于 6000 次，單體電芯容量不低于 150Ah。

然而，對于新能源強制配儲能這一政策，業(yè)內(nèi)有很多質(zhì)疑。其一，儲能容量配比10%、15%或20%的比例，是如何確定的，科學性如何，尚不清晰。其二，按照目前的儲能成本及市場價格形成機制，新能源配置儲能到底有沒有經(jīng)濟性?

01、第一性原理

為了回答這一問題，我們遵循“第一性原理”(即回歸事物的最基本條件，從最核心處開始推理)，嘗試對其開展深入剖析。如前所述，風光電的間歇性和波動性是其大規(guī)模、高比例并網(wǎng)的最大障礙，而儲能具備削峰填谷的功能，被認為是促進大規(guī)模新能源消納的良藥。但是，電力系統(tǒng)中能夠提供平滑新能源波動性服務的產(chǎn)品或方案遠不止儲能一種。在之前的文章中(IRENA：大規(guī)模風光新能源消納的創(chuàng)新舉措)，我們就提到國際可再生能源署已經(jīng)總結了30種大規(guī)模風光新能源消納的創(chuàng)新舉措。這30種創(chuàng)新舉措或靈活方案大致可以劃分為4個類型，即支撐技術、市場設計、商業(yè)模式和系統(tǒng)運行。其中支撐技術包括數(shù)字化、氫能、區(qū)塊鏈、儲能、電動汽車等;市場設計包括鼓勵靈活性、消費者需求響應和跨區(qū)資源互補等;商業(yè)模式包括綜合能源服務、隔墻售電、虛擬電廠等;系統(tǒng)運行包括終端部門電氣化、分布式能源系統(tǒng)、風光水互補等。儲能僅是其中一種支撐技術。在促進新能源大規(guī)模消納的諸多方案中，我們要做的應該是比選哪種方案或哪幾種方案的組合更經(jīng)濟。

02、風光儲最優(yōu)配比

老話說，“不謀萬世者，不足謀一時;不謀全局者，不足謀一域。”構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，規(guī)劃的節(jié)約是最大的節(jié)約。然而如何在規(guī)劃階段明確風電、光伏和儲能的合理配比成為擺在我們面前的一道難題。前不久，發(fā)表在《中國電力》的一篇文章(李湃等，2022)，對這一問題做了回答。論文提出了一種基于源-荷匹配的區(qū)域電網(wǎng)風/光/儲容量配比優(yōu)化方法。首先，考慮新能源與儲能的運行特性、裝機容量、新能源棄電率、新能源發(fā)電量占比等約束條件，建立以全網(wǎng)新能源發(fā)電量最大為目標的多區(qū)域風/光裝機容量優(yōu)化模型。然后，以風/光全年出力時間序列為輸入，通過時序生產(chǎn)模擬計算，確定滿足源-荷最優(yōu)匹配后的風/光/儲最優(yōu)接入容量配比。最后，以中國“三北”地區(qū)某區(qū)域電網(wǎng)為對象進行算例驗證。論文研究結果顯示：

(1)在未接入化學儲能時，案例區(qū)域風電和光伏最大接入容量分別為 31.39 GW 和 5.54 GW，全網(wǎng)新能源總發(fā)電量為 69.6 TW·h，風光最優(yōu)配比為 5.7∶1。

(2)在接入化學儲能后，假定全網(wǎng)儲能最大裝機規(guī)模為 5 GW/10 GW·h， 案例區(qū)域風電和光伏最大接入容量分別為 38.89 GW 和 11.11 GW，風光最優(yōu)配比為 3.5∶1。風光接入容量較未接入儲能時分別增長了 23.9% 和 100.5%。由于光伏出力的日特性顯著，儲能與光伏的協(xié)調(diào)互補作用更加明顯，在接入儲能后系統(tǒng)的光伏接入容量會顯著增加。

(3)當區(qū)域最大儲能裝機由 5 GW/10 GW·h 增至 10 GW/20 GW·h 時，新能源裝機容量變化和年發(fā)電量亦出現(xiàn)變化。隨著儲能裝機容量的增加，風電的接入容量逐漸增加至最大值 98.89 GW，而光伏接入容量則變化不大。這主要是由于風電的利用小時數(shù)更高，在同等裝機下電網(wǎng)會優(yōu)先接納風電;另外，光伏發(fā)電出力曲線形狀較為固定，而風電的廣域互補特性更強，在負荷匹配約束的限制下，系統(tǒng)更傾向于接納風電。同時，新能源年發(fā)電量隨著化學儲能接入容量的增加呈近似線性上升的趨勢，說明在保證源-荷匹配效果的同時，化學儲能的接入有利于提升新能源消納。

(4)假定儲能裝機規(guī)模 5 GW/10 GW·h，若新能源最大棄電率由 0 增加到 10% ，隨著棄電率上限的不斷增加，新能源的最優(yōu)接入容量也不斷增加，當棄電率為 10% 時，風光容量達到最大值 65.02 GW 和 42.44 GW。并且風電的增長趨勢高于光伏，這也進一步證實了大規(guī)模光伏較風電更難以與負荷進行匹配，系統(tǒng)更傾向于配置互補性更強的風電。此外，隨著棄電率的增加，日負荷匹配平均偏差呈下降趨勢，由4.84 GW·h 降至 2.98 GW·h，這說明允許一定的棄電率可使系統(tǒng)發(fā)電功率與負荷形狀更容易匹配。

03、結果的啟示

(1)從第一性原理出發(fā)，配置儲能主要是解決新能源的波動性，促進新能源消納。因此，在確定區(qū)域儲能配置容量之前，我們首先要分析區(qū)域新能源的波動特性到底是怎么樣的?新能源發(fā)電出力與負荷之間的匹配程度又如何?由于風/光資源具有廣域時空互補特性，我們應優(yōu)先確定區(qū)域風光裝機容量的最優(yōu)配比，以期通過風光發(fā)電自身的互補性最大程度地解決其自身的波動性，之后再考慮儲能和其他常規(guī)電源的調(diào)節(jié)作用。

(2)區(qū)域儲能的配置規(guī)模是系統(tǒng)聯(lián)合優(yōu)化的結果。也就是說，它是基于電力系統(tǒng)仿真模型，在一定邊界條件約束下計算得到?？紤]到不同區(qū)域的風光資源特性、電源結構、電網(wǎng)結構、負荷特性、棄電率等的差異，區(qū)域儲能的配置容量以及風光儲的最優(yōu)配比也會有所不同。新能源配儲不能“拍腦袋”，更不能“一刀切”。

(3)論文的仿真結果顯示，由于風電的利用小時數(shù)更高，廣域互補特性更強，從源-荷匹配的角度來看，系統(tǒng)會優(yōu)先接納風電(然而從各省已經(jīng)公布的“十四五”可再生能源規(guī)劃看，光伏的新增裝機容量普遍大于風電。從全國總量上看，光伏新增裝機容量約為風電的2倍，這與論文結論不太吻合。我們猜測，各省能源主管部門在制定規(guī)劃時，可能更多考慮的是光伏的多應用場景和工程建設短平快的特點，而對風光資源的出力特性、互補特性以及系統(tǒng)的消納能力考慮不夠);由于光伏出力的日變化特性顯著，儲能與光伏的協(xié)調(diào)互補作用更加明顯，在接入儲能后系統(tǒng)的光伏接入容量會顯著增加(也就說，從風光出力特性上看，光伏與儲能更加協(xié)調(diào)互補，而風電與“大電網(wǎng)”更加協(xié)調(diào)互補)。

如前所述，我們建議各省在制定儲能規(guī)劃和可再生能源規(guī)劃過程中，應堅持風光儲一盤棋的原則，通過電力系統(tǒng)仿真模型來確定風電、光伏和儲能開發(fā)規(guī)模及最優(yōu)配比。

|| “夫未戰(zhàn)而廟算勝者，得算多也，未戰(zhàn)而廟算不勝者，得算少也。多算勝，少算不勝，而況無算乎!吾以此觀之，勝負見矣。”——《孫子兵法》

|| “夫運籌帷幄之中，決勝于千里之外，吾不如子房。”——《史記》

引文信息：

李湃, 方保民, 祁太元, 等. 基于源-荷匹配的區(qū)域電網(wǎng)風/光/儲容量配比優(yōu)化方法[J]. 中國電力, 2022, 55(1): 46-54.

LI Pai, FANG Baomin, QI Taiyuan, et al. Capacity proportion optimization of wind, solar power and battery energy storage system for regional power grid based on source-load matching[J]. Electric Power, 2022, 55(1): 46-54.