安徽全省新能源消納形勢嚴峻，火電機組調峰能力達到了極限水平，為保障新能源全額消納，省內多次采取火電機組小開機方式，非統調電源參與調峰,爭取華東調峰互助互濟。另外，局部地區出現多個500千伏輸電通道潮流重載、滿載。因此，發展儲能非常必要。

日前，安徽合肥出臺新政，鼓勵建設“光儲充放”多功能綜合一體站。新政折射出，隨著新能源和新能源汽車的大發展，儲能的需求與日俱增。

安徽抽蓄電站資源豐富，儲能聯合火電調頻市場空間相對有限，用戶側儲能分散，由于缺乏相應的政策支持和電價空間，儲能發展前景并不明朗。專家表示，安徽儲能發展面臨的困境極具代表性，其產業發展思路對其他省市也具有參考價值。

資料顯示，2019年安徽電網新能源消納壓力空前，負荷低谷時段多次出現新能源棄電風險。2020年以來，當地用電需求大減，與此同時，新能源發電量大增。1-5月新能源發電量增幅達到25.9%，新能源月均最大負荷達到821萬千瓦。

中國能建安徽省電力設計院有限公司電力規劃中心副主任孟祥娟表示，安徽電網的特點十分明顯。“用電需求增長快，峰谷差逐年增大，調峰問題突出，調峰資源和措施相對單一，電力系統整體的調節能力略有不足。”

具體來看，安徽省16個市均有光伏發電項目，六安、宿州、合肥、淮南、阜陽5市的光伏發電裝機超過100萬千瓦，12個市建有并網風電項目。

安徽省能源研究院張翔認為，整體來看，安徽全省新能源消納形勢嚴峻，近年來伴隨著新能源大發展，火電機組調峰能力達到了極限水平，為保障新能源全額消納，省內多次采取火電機組小開機方式，非統調電源參與調峰、爭取華東調峰互助互濟。另外，局部地區新能源消納壓力凸顯，出現多個500千伏輸電通道潮流重載、滿載。因此，發展儲能非常必要。

發展儲能雖有必要，但安徽儲能發展并不順利。

當前，用戶側儲能主要的盈利模式是峰谷套利，由于當地工商業及其他用電峰谷價差較小，用電側儲能難以通過峰谷差盈利。

另外，孟祥娟表示，如果用戶側儲能在中午時段進行放電，并不利于新能源消納，需要出臺政策引導用戶側放電時間。

而就電源側儲能而言，主要問題在于成本。孟祥娟告訴記者，以安徽電源側風電場配置儲能電站為例，若按照20%容量1小時規模進行測算，電化學儲能占到系統總成本的6%左右，棄風棄電收益難以彌補投資增加。

張翔表示，電網側儲能發展不起來，主要根源在于電力市場改革不到位，儲能參與電力市場交易獲得補償的機制尚未建立。

安徽的儲能發展困境如何破局？

張翔認為，在電網側，基于電網側儲能稅收、調度方面的支持政策，合理定位儲能電站，制訂完善的電價政策；出臺調頻輔助服務政策，建立調頻輔助服務市場。

“針對電源側儲能，出臺相關光儲、風儲激勵政策，給予配置儲能的項目上網電價適當上浮，將儲能作為新能源資源配置時的考慮因素，提高新能源側儲能政策的靈活性。對于建設儲能項目的火電企業，經驗收合格后，每年給予一定發電量計劃獎勵。”張翔建議。

而在用戶側，孟祥娟表示，可以通過擴價差、增段數的方式，在不影響常規用戶用電成本的前提下，釋放用戶側儲能市場空間，提升用戶儲能收益，提高用戶側儲能政策的靈活性，在一定規則下，可以參與市場化的電力輔助服務，進一步挖掘電動汽車儲能方面的潛力。

據記者了解，安徽擬在市場機制方面作大文章，通過電力市場及相關配套建設，調動儲能參與積極性。

原標題：有需求無市場 ,求解安徽儲能之困