日前，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》(下称《规划》)，提出“十四五”期间，南方五省区计划新增风电、光伏规模1.15亿千瓦，抽水蓄能600万千瓦，推动新能源配套储能2000万千瓦。
7月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出“到2025年，储能装机规模达3000万千瓦以上”的目标，这意味着，南方电网“十四五”储能装机规划占其约66%的份额。南方电网制定如此颇具雄心的目标，有哪些考量？又该如何践行？
实现更大范围资源优化配置
根据南方电网预测，到2025年，南方五省区电源装机总规模达到6.1亿千瓦，非化石能源装机和发电量占比分别提升至60%、57%。到2030年，新能源装机将达到2.5亿千瓦以上。届时，新能源将成为南方五省区第一大电源。
新能源高比例接入电力系统后，将增加电网平衡困难。南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为，南方五省区能源资源禀赋差异较大，西部地区资源较为富集，而东部地区严重缺能，高度依赖西电东送大平台进行跨省区能源资源优化配置。随着区域内水电开发接近尾声，其他传统能源发展规模受限，风电、光伏等新能源将迎来快速发展。新能源配套储能，是缓解新能源出力随机性和波动性问题的重要手段。
结合《规划》来看，“十四五”期间，南方电网将着力深化西电东送、拓展北电南送、接续藏东南、融合粤港澳、联通东南亚，实现更大范围资源优化配置。以集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则，大力支持新能源发展，推动加快构建以新能源为主体的电源结构。推动西南水电深度开发、沿海核电安全发展、气电合理发展、煤电清洁高效发展。按需建设抽水蓄能，推动电化学储能加快发展，着力提升系统灵活性。
统筹配置不同类型储能技术
当前储能行业有电化学储能、抽水蓄能和压缩空气储能等多种技术解决方案，在响应时间、爬坡速率、调节电量规模等方面存在差异，在电力系统中扮演的角色也不完全相同。南方五省区预计新增的2000万千瓦新能源配建储能将如何配置？
“需要结合技术经济条件，统筹配置不同类型的储能调节资源。”在陈政看来，对于集中开发的新能源应优先采用就地集中方式，按一定比例配置储能，这样一方面有利于平滑新能源出力特性、提升系统稳定性；另一方面也利于提高配套送出工程利用效率、改善整体经济性。对于分布式新能源则可根据不同场景选择在电网侧集中配置和用户侧分散配置，前者有利于发挥集中配置的规模经济优势，后者则有利于激发用户侧活力，充分利用电动汽车等其他分布式储能资源。
“南方电网区域水电资源丰富，当前还是要进一步挖掘抽水蓄能的潜力。尽管水电存在枯水期、丰水期，有长周期的调节需求，但当前电化学储能参与调峰还高度依赖于政策，即使配套了电化学储能，也难以解决季节性调峰问题。反而是青海等的日内调节需求较大，季节性调节需求没有那么突出的新能源项目，更合适电化学储能。”一位不愿具名的专家告诉记者。
据了解，目前南方电网已建成投运抽水蓄能电站5座，装机量788万千瓦。未来15年，还将新增抽水蓄能装机3600万千瓦，较目前水平增长约4.6倍。
政策市场齐发力
业内人士普遍认为，当前新能源配储的最大难点在于电化学储能成本较高，由此带来投建主体成本回收以及价格疏导难题。
“很难走通商业模式。”上述专家进一步说明，除调峰外，参与调频、备用、爬坡等电力辅助服务都是提高储能收益的重要途径，潜在的商业模式包括租赁、共享等，而这些都有赖于政策体系的完善，唯有如此，新能源配储才可持续。
实际上，针对行业痛点，储能已获得国家层面“力挺”。今年4月，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，健全了抽蓄成本回收与分摊机制，利于行业形成稳定、可预期的营收模式。随后，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了新型储能独立市场主体地位，要求研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许参与各类电力市场。
“瞄准行业痛点，点名后续政策的着力点。”上述专家认为，具体到每个区域、省市怎么执行落地，还有待政策细化。
在陈政看来，为保障支撑新能源发展的储能配置落地，需要从电源、电网、用户三侧推动。他建议，一方面以政策文件形式对新能源场站集中配置一定比例储能进行明确，并作为并网许可的前置条件以确保政策落实；另一方面还应加快建设完善市场环境，以价格信号引导储能资源主动参与系统调节，激励各类投资主体参与储能资源建设。
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