湖南加快风光蓄储融合发展

中国发展改革报社记者 | 白  雪

湖南省是全国首个发布省级新型电力系统发展规划纲要的省份，但面临保障供应能力不足、峰谷差率极高、系统调节能力不强等问题。为此，通过探索风光蓄储融合发展模式的可行性，提高可再生能源对电力系统的支撑作用，并明确融合发展模式的成本疏导方式，将有力推进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展。

近日，由湖南省能源碳中和发展研究中心和北京大学能源研究院共同发布的《湖南省风光蓄储融合发展的策略方案》（以下简称《报告》）发现，单独建设储能存在内部收益率低、初期投资高、缺乏有效的政策支持等问题，难以盈利。尽管现阶段“风电+气电”的净收益较高，但未来随着碳成本的不断提升、储能建设一次成本逐步降低，以及储能收益机制的不断完善，综合考虑储能容量电价收益、共享模式参与市场等收益方式落实落地，风光储融合发展模式的收益前景更为看好。

根据《报告》，“十四五”以来，湖南省电力需求稳步增长，电力消费结构持续优化，第三产业电力消费占比持续增加，单位GDP能耗稳步下降，经济发展低碳化成效显著。2023年，湖南省单位GDP电耗仅为439千瓦时/万元，较2015年下降13.4%，不到全国水平的六成；第三产业电力消费占比从2020年的18.8%提升至2023年的21.4%，显示湖南省经济增长的重心正持续向生活与消费方向转移。

在供给侧，湖南省已经形成了以本地供应为主、省外调入为辅的多元供电格局。截至2023年底，湖南省可再生能源装机在电源装机中占比超过60%，可再生能源发电量达到680亿千瓦时，占总发电量的38%，电力清洁低碳转型持续加速。

但需要注意的是，湖南省电力供应仍面临常态化紧张局面。《报告》预计，到2025年，湖南省电力刚性缺口将达到百万千瓦。同时，由于湖南省第三产业和城乡居民生活用电合计占比近五成，电力系统现有调节能力有限，且风电、光伏支撑能力不足，因此，配套清洁灵活的调峰电源对湖南省电力系统调节能力优化和经济性提升至关重要。

在中国能建湖南院碳中和发展研究院院长余虎看来，未来湖南将面临着既要满足日益增长的能源电力需求，又要提升非化石能源消费占比、推进能源结构调整的双重压力。如何加强湖南省新能源消纳和支撑能力，提升能源安全和能源自主性是湖南省重点关注的问题。

综合考虑电力支撑、弃电率和经济性等因素，并结合湖南省电力发展现状和可再生能源分布特点，《报告》设计并对比分析了多项“风+光+水+火+储”融合发展规划方案。分析发现，“储能+风电”的融合发展模式能有效兼顾可再生能源高比例消纳、能源安全自主和经济性。此外，《报告》也提出了适用于风光蓄储一体化系统的内部效益分摊方法。

与此同时，为推动湖南省风光蓄储融合发展，《报告》提出四点建议：一是做好顶层设计，科学规划新能源与储能的建设规模和时序；二是完善省内储能容量电价机制，充分考虑宏观调控、储能固定成本波动和可实现的容量价值等因素；三是建立合理的成本分摊和疏导机制，推动各类市场主体共同分摊新型储能建设成本；四是推动新能源和储能参与电力市场，建立和完善体现储能绿色价值的政策体系。

北京大学能源研究院特聘研究员杨富强表示，如何实现风光蓄储融合发展，如何提升融合发展的经济性是可再生能源健康发展和新型电力系统建设中的关键问题。随着可再生能源规模和占比的逐步提高，可再生能源发展机制也需要创新发展，以便更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。相关部门和研究机构需要进一步研究完善电价机制、风光蓄储模式效益分摊机制等，充分反映新能源和储能的绿色价值，进而加快电力行业绿色低碳发展。

余虎认为，下一步可以结合湖南特色，发挥湖南的储能资源优势，评估湖南电网与华中电网、广东电网等省外电网的互通互联互补作用，共同促进能源电力的安全保供和清洁能源的高效开发。

自然资源保护协会（NRDC）能源转型项目高级项目主管黄辉表示，在政策引导下，湖南省储能已进入规模化发展阶段，下一步的重点可以结合本地电力发展新形势，细化储能在一些重要场景的应用。目前，除了新能源和用电特性时间空间错配外，湖南还面临外电比例不断提高、风光分布式大发展、用电负荷多元化和尖峰化加剧等因素带来的承载与调节能力不足的问题。湖南省可以针对这些特定的场景，布局外电受端调节型、分布式就地平衡型和负荷柔性互动型等类型的储能。储能发展的配套机制应与以现货为核心的电力市场建设进程保持协同，逐步丰富储能参与的市场交易品种，促进储能运行优化和效益提升。