本次兩會期間，全國人大代表、通威集團董事局主席劉漢元先生恪盡代表職守、認真履行職責，積極建言資政，參與國是，反映社情民意，并主要針對加快碳中和進程，筑牢我國能源和外匯安全體系、落實可再生能源保障性收購和優(yōu)先上網(wǎng)政策、關于優(yōu)化儲能發(fā)展模式保障可再生能源有效消納、關于推進飼料企業(yè)繼續(xù)享受鼓勵類產(chǎn)業(yè)稅收優(yōu)惠等方面問題進行了認真思考和仔細調研，并提出相關的建議。
近年來，隨著光伏、風能等可再生能源的持續(xù)規(guī)?；l(fā)展，全面替代化石能源的趨勢已日益明顯，其在電源側的滲透率逐步提升，需要電力系統(tǒng)同步提升實時平衡與調峰能力，以保障可再生能源的有效消納。劉漢元代表表示，我國相比部分歐美國家，電力系統(tǒng)以燃煤火電、徑流式水電為主，調峰能力與響應速率均存在劣勢。儲能作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，是增強電力系統(tǒng)供應安全性、靈活性和綜合效率的重要環(huán)節(jié)，是支撐能源轉型的關鍵技術之一。其中，電化學儲能是除抽水蓄能以外，應用最為廣泛的儲能形式。伴隨著鋰電池成本不斷下降，電化學儲能被普遍視為提升系統(tǒng)調節(jié)能力，保障可再生能源消納，推動可再生能源進一步發(fā)展的解決方案。
但事實上，自2019年以來，各省市及電網(wǎng)公司陸續(xù)強制要求發(fā)電企業(yè)在投資建設光伏、風電等可再生能源項目時，按一定的容量配套建設儲能系統(tǒng)，推高了項目建設成本。2020年3月26日，內蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)的《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置工作方案》中提到，“如普通光伏電站配置儲能系統(tǒng)，則應保證儲能系統(tǒng)時長為1小時及以上，配置容量達到項目建設規(guī)模的5%及以上，并提出儲能配置對提高電網(wǎng)消納能力的實施方案，承諾接受電網(wǎng)調度”。
2020年6月2日，國網(wǎng)山西印發(fā)的《關于2020年擬新建光伏發(fā)電項目的消納意見》中提到，“建議新增光伏發(fā)電項目應統(tǒng)籌考慮具有一定用電負荷的全產(chǎn)業(yè)鏈項目，配備15%-20%的儲能，落實消納協(xié)議，鼓勵集約化開發(fā)建設，最大限度發(fā)揮電網(wǎng)資源”。2020年6月5日，國網(wǎng)山東下發(fā)的《關于2020年擬申報競價光伏項目意見的函》中提到，“配置規(guī)模按項目裝機規(guī)模20%考慮，儲能時間2小時”。2021年1月，山西省大同市政府印發(fā)的《關于支持和推動儲能產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展的實施意見》指出，“‘十四五’期間，大同市增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5%”。強制要求可再生能源發(fā)電項目配置儲能設備，正在全國多地發(fā)生。
根據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會統(tǒng)計，2020年，我國新增投運儲能裝機容量總計2586.1MW，其中抽水蓄能新增裝機容量1800MW，占比為69.5%;電化學儲能新增裝機容量為785.1MW，占比30.4%，其中電網(wǎng)側296.4MW，可再生能源發(fā)電側259.4MW，電源側輔助服務201.5MW，用戶側15.9MW，分布式及微網(wǎng)儲能12MW。劉漢元代表指出，在可再生能源發(fā)電側配備儲能系統(tǒng)，雖然從理論上有助于平抑波動，但此種發(fā)展模式存在較多問題：
NO·1
站端小容量的儲能系統(tǒng)相比大容量集中儲能，其投資建設的成本較高、充放電效率較低，客觀上不合理地推高了可再生能源的建設成本與電力價格。根據(jù)對儲能系統(tǒng)的財務測算，即便采用成本相對便宜的鋰電池方案，其平準化成本依然達到了約0.44元/千瓦時，在部分地區(qū)超過了光伏發(fā)電的平準化度電成本，強制配套儲能設施不利于可再生能源的規(guī)?；l(fā)展。
NO·2
因電網(wǎng)系統(tǒng)的運行方式與局部消納能力是實時變化的，在電站建設時，統(tǒng)一按一定比例配置分散式儲能設施，相比在電網(wǎng)側集中配置儲能，先天存在無法靈活調整、整體利用率偏低的缺陷。
NO·3
電站與電站之間不平衡出力是此消彼長的常態(tài)，在電網(wǎng)系統(tǒng)內可自然形成類似“蓄水池”的緩沖調節(jié)能力，在站端強制配置儲能系統(tǒng)，存在著巨大的資源浪費。
基于上述背景，劉漢元代表認為，結合儲能技術的發(fā)展趨勢，我國在未來政策制定方面，應當充分考慮儲能在推動可再生能源消納以及提升電網(wǎng)穩(wěn)定性等方面的正外部性，設計合理的儲能價格補償機制和市場準入機制，持續(xù)優(yōu)化儲能發(fā)展模式，助力可再生能源高質量發(fā)展。
對此，劉漢元代表提出如下建議：
一是建議不強制要求可再生能源發(fā)電項目配置儲能系統(tǒng)，以提高儲能的利用效率、減少資源浪費。對于自愿配置儲能系統(tǒng)的可再生能源發(fā)電項目，在保障全額收購的基礎上，在儲能電價上設置適當?shù)难a貼價格。儲能的出現(xiàn)和廣泛應用,實現(xiàn)了電能在時間上的轉移,能夠幫助可再生能源進行調峰和平穩(wěn)輸出，在不增加電網(wǎng)容量的情況下，提升可再生能源的消納能力。但問題的關鍵在于儲能的成本由誰來承擔，儲能轉移電力的成本與光伏的上網(wǎng)電價相當，電源企業(yè)沒有投資的動力。如能在上網(wǎng)電價的基礎上設置一個儲能補貼價格，使得對儲能的投入具備回報價值，才有可能形成電網(wǎng)與電源企業(yè)雙贏的結果。
二是建議支持發(fā)展系統(tǒng)側集中式儲能系統(tǒng)，將抽水蓄能電站、儲能基地納入電力發(fā)展規(guī)劃與統(tǒng)一調度范圍，通過招投標等市場化方式確定項目業(yè)主。由電網(wǎng)公司在網(wǎng)側集中配置儲能系統(tǒng)，因提升可再生能源消納的正外部性為全社會共同受益，其成本由所有用戶均攤。
三是建議加快電力輔助服務市場建設，引導鼓勵儲能以獨立輔助服務提供商的角色參與市場交易，發(fā)展儲能市場化商業(yè)模式。應降低儲能系統(tǒng)的入網(wǎng)障礙，允許儲能作為電源參與到供電服務中，并對儲能提供的調峰調頻服務等進行補償。同時可以制定更加靈活的電價政策，鼓勵通過市場化方式，充分發(fā)揮儲能調峰的功能。
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