安徽全省新能源消纳形势严峻，火电机组调峰能力达到了极限水平，为保障新能源全额消纳，省内多次采取火电机组小开机方式，非统调电源参与调峰,争取华东调峰互助互济。另外，局部地区出现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。因此，发展储能非常必要。
日前，安徽合肥出台新政，鼓励建设“光储充放”多功能综合一体站。新政折射出，随着新能源和新能源汽车的大发展，储能的需求与日俱增。
安徽抽蓄电站资源丰富，储能联合火电调频市场空间相对有限，用户侧储能分散，由于缺乏相应的政策支持和电价空间，储能发展前景并不明朗。专家表示，安徽储能发展面临的困境极具代表性，其产业发展思路对其他省市也具有参考价值。
系统整体调节能力不足
资料显示，2019年安徽电网新能源消纳压力空前，负荷低谷时段多次出现新能源弃电风险。2020年以来，当地用电需求大减，与此同时，新能源发电量大增。1-5月新能源发电量增幅达到25.9%，新能源月均最大负荷达到821万千瓦。
中国能建安徽省电力设计院有限公司电力规划中心副主任孟祥娟表示，安徽电网的特点十分明显。“用电需求增长快，峰谷差逐年增大，调峰问题突出，调峰资源和措施相对单一，电力系统整体的调节能力略有不足。”
具体来看，安徽省16个市均有光伏发电项目，六安、宿州、合肥、淮南、阜阳5市的光伏发电装机超过100万千瓦，12个市建有并网风电项目。
安徽省能源研究院张翔认为，整体来看，安徽全省新能源消纳形势严峻，近年来伴随着新能源大发展，火电机组调峰能力达到了极限水平，为保障新能源全额消纳，省内多次采取火电机组小开机方式，非统调电源参与调峰、争取华东调峰互助互济。另外，局部地区新能源消纳压力凸显，出现多个500千伏输电通道潮流重载、满载。因此，发展储能非常必要。
是什么困住了储能发展
发展储能虽有必要，但安徽储能发展并不顺利。
当前，用户侧储能主要的盈利模式是峰谷套利，由于当地工商业及其他用电峰谷价差较小，用电侧储能难以通过峰谷差盈利。
另外，孟祥娟表示，如果用户侧储能在中午时段进行放电，并不利于新能源消纳，需要出台政策引导用户侧放电时间。
而就电源侧储能而言，主要问题在于成本。孟祥娟告诉记者，以安徽电源侧风电场配置储能电站为例，若按照20%容量1小时规模进行测算，电化学储能占到系统总成本的6%左右，弃风弃电收益难以弥补投资增加。
张翔表示，电网侧储能发展不起来，主要根源在于电力市场改革不到位，储能参与电力市场交易获得补偿的机制尚未建立。
破局之路怎么走
安徽的储能发展困境如何破局？
张翔认为，在电网侧，基于电网侧储能税收、调度方面的支持政策，合理定位储能电站，制订完善的电价政策；出台调频辅助服务政策，建立调频辅助服务市场。
“针对电源侧储能，出台相关光储、风储激励政策，给予配置储能的项目上网电价适当上浮，将储能作为新能源资源配置时的考虑因素，提高新能源侧储能政策的灵活性。对于建设储能项目的火电企业，经验收合格后，每年给予一定发电量计划奖励。”张翔建议。
而在用户侧，孟祥娟表示，可以通过扩价差、增段数的方式，在不影响常规用户用电成本的前提下，释放用户侧储能市场空间，提升用户储能收益，提高用户侧储能政策的灵活性，在一定规则下，可以参与市场化的电力辅助服务，进一步挖掘电动汽车储能方面的潜力。
据记者了解，安徽拟在市场机制方面作大文章，通过电力市场及相关配套建设，调动储能参与积极性。
