7月13日，湖南电力交易中心再次开展“风电减弃扩需专场交易”，这是自4月首次开展风电减弃专场以来、湖南开展的第三场减弃专场交易，可见湖南新能源消纳形势严峻。2020年3月以来多部门频发文件支持新能源配套储能，储能何时能真正发挥威力？

1湖南新能源消纳问题严峻

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3月20日，湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》指出湖南全省风电消纳形势相对严峻，尤其在湖南省的南部、西南部存在较大消纳压力。截至2019年底，湖南全省弃风电量为1.35亿千瓦时，弃电率1.80%。文件要求电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施，切实提高新能源消纳送出能力。

3月23日，国网湖南省电力有限公司发展部下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，文件显示湖南28家企业承诺33个风电项目将配套储能，总储能规模达388.6MW/777.2MWh。

2多部门行动、储能成为破解方式之一

3月18日，湖南能源监管办印发了《关于进一步加强可再生能源消纳工作的通知》，要求湖南省电力有限公司分析原因，采取措施，汇报情况。

3月27日，湖南能源监管办约谈湖南调度控制中心，要求优化运行方式，挖掘现有调峰能力，充分发挥抽蓄电站、储能电站削峰填谷和火电机组深度调峰作用，科学安排小水电发电曲线。截止4月15日，湖南火电机组累计深度调峰8.5亿千瓦时，抽蓄电站和储能电站分别提供了5.2亿千瓦时和1500万千瓦时的消纳空间。

4月份，湖南能源监管办会同湖南省发改委、湖南省能源局、湖南省电力公司和湖南省电力交易中心，组织开展湖南省内风电减弃扩需专场交易，运用价格杠杆，引导企业组织开展低谷时段生产，减低用电成本；利用跨省通道，采取应急交易，外售低谷时段风电发电量，开辟省外消纳空间，消纳弃风电量1.25亿千瓦时。

5月15日，湖南启动电力辅助服务市场模拟运行，市场交易规则文件指出储能等辅助服务商可作为市场主体参与，且省调可优先调用储能电站资源。其中在深度调峰方面，储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/MWH，且储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价。在紧急短时调峰交易，10MW及以上的储能电站可参与，功率≥30MW、持续60分钟以上的储能电站报价上限达600元/MWH。

3湖南储能市场未来可期

从前文提及的文件可以看出，国网也是迫于新能源消纳考核压力，并将此压力向下传给了发电企业，发电企业为了抓住“平价”前最佳时间并网，只好接受电网要求配置储能项目。发电企业、电网企业、能源部门间为何互相踢皮球？最大难题可能还要归于储能成本高、投资回收无法保障。

而据了解，目前湖南省工商业用户峰谷电价价差0.35元/千瓦时，引导削峰填谷的效果有限，远未达到开展用户侧储能的0.6~0.7元/千瓦时的盈利门槛。

有风电从业者提出，如果通过峰谷电价调节峰谷电力负荷，“可大幅降低煤电的调峰压力降低调峰成本，同时增加风光新能源的负荷上网，让风电等新能源的弃风大幅降低甚至消除。”

近日，发改委组织召开2020年全国能源迎峰度夏工作会议指出要推进电力改革，用市场化方式推动电力峰谷分时交易，同时要深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。

而就在7月3日，湖南发改委《关于公开遴选湖南省峰谷分时电价课题研究机构的公告》，湖南拟对峰谷分时电价政策进行系统评估，重点对峰谷分时电价执行范围、时段划分、峰谷电价差等问题进行研究和设计。

或许待调整了峰谷电价差、储能大规模入场以后，湖南新能源弃电、电力负荷问题都能得到解决。

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