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时间：2024-04-10 00:51:40来源：界面新闻
尹主任也担心老电站的运营，从目前我们了解的信号和趋势来看，基本趋势是新老划断。老电站不一定不调整，只是新老电站调整幅度可能不一样，各类项目的情况也不同。对能源主管部门来说，需要比较谨慎地制定相关细则，但考虑到当前的装机速度，还是有尽快出台的必要。
综合来看，我觉得这个文件对未来几个月新能源的影响还是很大的，包括即将出台的新版分布式管理办法，都会对行业发展产生深远影响，加速行业洗牌。
界面新闻：新能源配储一直是业界争议话题。在放宽消纳红线后，储能的角色会不会发生变化？
张晓斌：行业内很多讨论将储能局限于电化学储能，但实际上储能技术还包括储热、储电及其他新型储能。
目前储能发展的关键问题不在于其角色的变化，而在于面临的几个制约因素。
首先，电源侧和电网侧的储能装机占比较高，超过45%，但用户侧储能较少，仅占几个百分点。大型的储能更多还是偏向配合电网进行消纳，或者是进行削峰填谷，但多地大型储能的利用率不高，说明电网还有一定压缩火电调峰的空间。
连续三年，分布式能源快速发展，尤其是分布式光伏，带来了巨大的装机量。然而，配套的大型储能主要集中在220伏的电网侧，快速增长的分布式能源周边缺乏相应的储能设施，以及建设标准或质量规范。这就是为什么现在全国多地出现红色消纳区。要求配储，但配储又没有参考依据。
另外，电网对分布式储能方面又有一定调度要求，比如容量在2万千瓦或者5万千瓦才能调度，很多储能达不到标准就处于空置状态。
这些监管标准和规范的缺失，才是制约储能发展的主要问题。
包括工商业储能谈到的峰谷套利，其实我觉得路子都是走偏的，只是基于当时储能企业的发展，想到的一个模式。个人认为，未来储能发展还要是通过多场景灵活性配置的思路进行突破。
尹明：对于新能源的波动性、间歇性和随机性，储能在整个电力系统中并非唯一解决方案。中国电力系统和资源分布具有巨大的差异性和不均衡性，这实际上为新能源更多接入提供了多样性和时空差异性的优势，比如说前些年7-8月供电紧张的情况下全国大范围的调电。
目前，中国储能的主要利用形式还是抽水蓄能。考虑到新能源的大体量及增量，完全依赖当前技术路线上还有不落实性的电化学储能可能存在一定风险。
我建议应充分挖掘和利用源网和各环节内的灵活性、可调节资源，以产生聚合效应。近中期的关注点可以放在如何更好地整合这些资源上。特别要提到的是煤电的“三改联动”工作的重要性，当前化学储能无法完全替代煤电、火电的调节能力。既然提到了能源系统“先立后破”的发展原则，我们应该利用好现有资源，使其在系统调节和平衡中发挥更大的贡献。
界面新闻：请尹主任谈一谈，国际上有哪些提高新能源发电比例方面的经验或者措施，值得中国借鉴或者参考的？
尹明：我分享几点德国这方面的经验。第一是电源结构调整，德国坚定发展风光新能源，未来电源结构以风光为主体，辅以约10%的电池储能和约10%的氢能发电。他们认为，低成本的风光发电结合适量的电池储能和高成本的氢能发电后，整体电能成本是可承受的。
第二，德国在能源转型方面得到了广大民众的支持，这种社会共识是转型成功的重要基础。
第三，德国的用电需求已经渡过了高峰期，电力系统基本没有需求增长的压力。另外，德国与周边国家有紧密的电网互联，这为能源转型提供了重要保障，使其能在风光发电高发期向周边国家输出电力，在低发期从周边国家购电。
第四，德国充分认识并利用灵活性资源，如虚拟电厂、聚合商、工业用户的调节作用等。此外，他们通过平衡单元把平衡责任下放至基层，让用户在享受新能源的同时，也承担相应的平衡义务，这也值得借鉴。
第五，德国电力市场紧紧围绕支持新能源发展，通过不同时间尺度的电力计划调整，降低新能源的波动性、随机性和间歇性的影响。
