“双碳”背景下的源-网-荷-储协同现状与问题

2020年以来，我国先后明确“力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”“2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等能源转型目标。但风电、光伏发电出力的随机性、波动性明显，不断增长的新能源发电规模对其大范围优化配置和电力系统灵活性水平提出了更高要求。未来十年，由可再生能源引发的日内新增功率波动将超过5亿千瓦，电力供需在空间和时间上的平衡难度将大幅增加，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求。因此在“双碳”背景下，必须充分考虑新能源发展形势，通过源―网―荷―储协同互动，促进新能源大范围消纳和高效利用。近年来，发电侧新能源配置储能和用户侧车网互动逐渐发展成为源―网―荷―储的典型模式，笔者主要分析这两者的发展现状及存在的问题，并基于此提出推进源―网―荷―储发展的政策建议。

 新能源配置储能

受风、光发电特性及发电成本、用电负荷及现有调峰能力、储能成本等众多因素影响，各地新能源与储能的最优融合方式也有很大差异。以青海省为例，2020年全省光伏发电弃光电量为14.4亿千瓦时，平均弃光率达到8%。若按100兆瓦光伏电站发电容量配置20%锂电池储能，额定充电容量下储能持续充电时长为2小时，则全年光伏弃电率可下降至3.3%。但目前光伏配置储能的经济性不足。按青海省光伏平价项目上网电价0.2277元/千瓦时，20～40兆瓦时储能每年全容量充放电循环240次计算，挽回的电量收益为不足200万元/年。而目前锂电池储能系统投资为1500元/千瓦时，10年运营期8%折现率下，20～40兆瓦时储能系统每年仅设备折旧就超过800万元。因此，按照当前新能源平价上网电价和锂电池成本，储能成本明显高于弃电消纳收益，配置储能仅适合上网电价较高的存量新能源项目。当然随着新能源渗透率的提升和电池成本的下降，新能源配置储能的经济性也将相应增加。例如当光伏平均弃电率达到20%，储能系统成本降至500元/千瓦时，光伏上网电价和储能配置方式不变，且保障储能一天一充的情况下，光伏电站配置储能的成本收益基本相当。

相比光伏，风电波动的周期更长，其配置锂电池储能的利用率更低。以新疆自治区为例，2020年全省弃风电量为49.7亿千瓦时，平均弃风率达到10.3%。同样按风电装机容量20%，连续放电时长2小时配置锂电池储能，每年全容量充放电次数仅60次左右，弃风率降至8%，消纳效果依然有限。经济性方面，风电上网电价按0.29元/千瓦时计，20～40兆瓦时储能每年可挽回电量收益仅为70万元。相比之下，风电制氢的消纳效果更为明显，同样按照风电装机容量20%配置电解槽，由于不存在储电时长的限制，通过20兆瓦电解水制氢，风电场弃风率可下降至3.3%。但当前风电制氢同样面临成本问题，按照15元/千克氢气售价，20兆瓦电解水系统的制氢收益约每年400万元，而目前碱性电解槽系统成本约2000元/千瓦，按10年寿命期计，仅设备折旧成本每年就达到600万元。

多能互补是提升新能源消纳经济性的有效方式。例如青海省海西地区按2:1装机容量配比考虑风光互补，在不配置储能的情况下，风光整体弃电率即可控制在5%以下。配置锂电池储能后，风光整体弃电率可进一步下降至2.5%左右，且此时储能的利用率相比光伏独立配储能也有一定提升。可见，当前引导风光互补的性价比仍然较高，但随着储能成本的下降，其在灵活性资源中的竞争力将逐渐凸显，并发挥越来越大的新能源消纳作用。

电动汽车与电网互动

电动汽车是未来重要的电力系统双向调节资源。2020年我国电动汽车销量达到136.7万辆，占全球市场40%以上。目前全国电动汽车累计保有量超过500万辆，预计2030年达到8000万辆，长期保有量有望突破4亿辆，为车网双向互动（V2G）带来了巨大想象空间。

目前京津冀、山西、上海等地已陆续开展电动汽车与电网协同运行试点。以华北为例，2019年华北电网设计了第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场的规则，提出了市场申报、出清、结算和分摊的原则与方法，并搭建了源网荷储多元协调调度控制平台。较大功率进行充电或用电，电动汽车一般为凌晨01:00～02:00充满电，分布式储能和蓄热式电采暖设备往往全低谷时段保持恒定功率用电。在不改变每日谷价时段用电量需求基础上，通过市场引导，电动汽车、分布式储能和蓄热式电采暖设备改变了用电功率和时间，在后半夜市场出清价格较高时段即电网调峰困难时段多用电，有效参与了电网调峰。2019～2020年试点运行期间，充电桩、分布式储能、虚拟电厂等各类负荷侧资源提供了调峰电力近40兆瓦，促进了20吉瓦时新能源消纳。

又如2020年9月16日，山西省能源局下发《关于印发<新能源+电动汽车协同互动智慧能源试点建设方案>的通知》，2020年12月、2021年1月，山西省开展“新能源+电动汽车”互动电量预挂牌交易2次，新能源需求响应4次，单日弃限电最大负荷90.1兆瓦，山西电动汽车公司作为负荷聚合商积极组织运营商参与需求响应，消纳新能源电量20.81兆瓦时，合计传导用户红利3073元。除电动汽车外，分布式储能、智能楼宇、电采暖、工业园区等资源灵活互动潜力同样可观。

从目前试点结果看，用户侧灵活性资源潜力大、成本低，单位千瓦时调峰成本普遍在0.09～0.18元/千瓦时之间，但现有试点也反映出“源荷互动”相关技术标准滞后、基线认定困难、政策激励不足等问题。目前各地试点也正在基于车网互动的试点经验，不断修正和完善相关机制设计和平台建设，并逐步将试点范围扩展至其他需求侧资源，从而全面释放用户侧灵活性。

政策建议

源―网―荷―储协同互动有助于解决新能源消纳、电网调峰等问题，对实现清洁、低碳、安全、高效等能源发展目标具有重要的支撑作用。随着新型互动资源以及智能互动技术的发展，源―网―荷―储协同互动在实现“双碳”目标中的作用将愈发重要。目前我国已建设一批能源互联网及智慧能源示范项目，充分验证了大规模储能、负荷精准控制等系统技术及相关设备的有效性，为进一步推进源―网―荷―储协同互动建设积累了经验。

但要看到，目前源―网―荷―储中储能的配置和运行方式还有巨大优化空间。发电侧新能源配置储能还存在利用率和经济性的问题。对于电动汽车、用户侧储能等小体量、分散式但数量巨大的负荷侧资源开发仍然不足。目前储能和需求侧资源还不具备独立的电力市场主体地位，无法深度参与辅助服务、现货市场和中长期交易，绝大部分地区尚未出台源―网―荷―储协同互动规则和执行机制，亟需构建源―网―荷―储协同互动的市场化机制、商业模式和产业生态。因此建议，一是加快完善源―网―荷―储协同互动的实施方案和执行机制，优化储能配置及运行方式，明确电源企业、电网企业、电力用户、负荷集成商、研发及设备制造商的具体职责，建立并完善评价标准和考核规则，引导市场收益在各主体间合理分配。二是在现货试点地区率先探索储能和负荷侧资源参与现货市场，在非现货试点地区加快推进辅助服务市场建设，赋予储能和负荷侧资源独立市场主体地位，循序渐进逐步参与市场交易。三是加快建设省―市―园区多层级源―网―荷―储协同互动平台，构建需求响应及市场交易统一接口，广泛接入社会聚合服务商，代理用户参与市场化交易和提供能效管理服务。

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