如何充分發(fā)揮新型儲能的消納與保供價(jià)值?

　　市場機(jī)制不完善是儲能作用不突出的關(guān)鍵因素。

　　2024年上半年，我國風(fēng)電光伏裝機(jī)規(guī)模首次超過煤電，發(fā)電量占比約為20%，標(biāo)志著我國新能源發(fā)展的一個(gè)重要里程碑。然而，新能源快速發(fā)展的同時(shí)，其間歇性、隨機(jī)性、波動性問題也日益顯現(xiàn)。儲能技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)能量在時(shí)空上的轉(zhuǎn)移，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要手段。儲能技術(shù)包括傳統(tǒng)的抽水蓄能和新型儲能。由于抽水蓄能面臨選址受限和建設(shè)周期長等挑戰(zhàn)，新型儲能被寄予厚望。

　　“十四五”以來，國內(nèi)針對新型儲能發(fā)展的政策密集出臺，新型儲能實(shí)現(xiàn)了高速增長。截至2024年9月，全國新型儲能累計(jì)裝機(jī)5852萬千瓦, 是2021年裝機(jī)量的14倍，相當(dāng)于三峽水電裝機(jī)的2.6倍。但在裝機(jī)規(guī)模激增的同時(shí)，一些新型儲能出現(xiàn)了利用率偏低的問題。

　　新型儲能可以配置在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。根據(jù)配置環(huán)節(jié)的不同，新型儲能的應(yīng)用可主要分為三類：第一類是新能源配儲，是指配置在電站內(nèi)，服務(wù)于單一新能源項(xiàng)目的儲能;第二類是獨(dú)立儲能，是指單獨(dú)接入電網(wǎng)，提供平衡調(diào)節(jié)服務(wù)的儲能，也稱共享儲能;第三類是工商業(yè)配儲，是指配置在工業(yè)園區(qū)、微電網(wǎng)等場址內(nèi)，服務(wù)于工商業(yè)用戶的儲能。截至2024年6月，這三種典型場景下的儲能占比分別為41%，51%，1.5%。

　　三種應(yīng)用場景中，盡管工商業(yè)配儲的占比最低，但得益于峰谷分時(shí)電價(jià)等政策的引導(dǎo)，利用情況較好。2024上半年，工商業(yè)配儲的日均運(yùn)行小時(shí)數(shù)為13.82小時(shí)。新能源配儲與獨(dú)立儲能是裝機(jī)主體，占比合計(jì)92%，利用率卻遠(yuǎn)低于工商業(yè)配儲。2024年上半年，新能源配儲與獨(dú)立儲能的日均運(yùn)行小時(shí)數(shù)分別為3.74與4.09小時(shí)。本文將重點(diǎn)分析這兩種場景中新型儲能利用率低的問題，并提出切實(shí)可行的優(yōu)化建議。

　　新能源配儲：理想與現(xiàn)實(shí)的矛盾

　　新能源配儲模式的發(fā)展主要由政策驅(qū)動。2021年以來，各省光伏風(fēng)電開發(fā)等政策普遍以項(xiàng)目并網(wǎng)或優(yōu)先調(diào)度為前置條件，要求新能源電站根據(jù)裝機(jī)容量的10%-20%配置儲能。到2024上半年，新能源配儲累計(jì)投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模達(dá)1450萬千瓦，是2021年底的9倍。

　　理論上，在發(fā)電站內(nèi)搭配儲能，可在午間電網(wǎng)消納困難時(shí)充電，在晚間用電緊張時(shí)放電，根據(jù)負(fù)荷需求優(yōu)化新能源的出力曲線，可就地解決新能源出力與負(fù)荷需求不匹配的難題，緩解大電網(wǎng)的消納與保供壓力。

　　然而，現(xiàn)實(shí)中多種因素卻制約著這一目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)?，F(xiàn)行電力系統(tǒng)的價(jià)格機(jī)制、調(diào)用模式與新能源配儲初衷的不適配，是導(dǎo)致新能源側(cè)儲能未能發(fā)揮其應(yīng)有價(jià)值的主要原因。

　　一方面，在目前的市場環(huán)境下，我國大部分的新能源項(xiàng)目并未進(jìn)入電力市場，而是由電網(wǎng)按優(yōu)先發(fā)電、固定上網(wǎng)電價(jià)收購。電力在不同時(shí)段的價(jià)值與相應(yīng)的激勵(lì)不同，但無法通過市場向新能源業(yè)主傳遞，電站自然沒有自主調(diào)用配套儲能并根據(jù)供需優(yōu)化自身出力曲線的意愿。

　　另一方面，配儲的實(shí)際調(diào)用與政策要求仍有待銜接。例如在廣東，根據(jù)《南方電網(wǎng)新型儲能調(diào)用規(guī)則》要求，新能源電站應(yīng)根據(jù)其出力的波動、自行安排儲能充放電曲線，減少偏差考核;另外，規(guī)則還鼓勵(lì)新能源與配儲作為聯(lián)合主體參與調(diào)度。然而，在實(shí)際的運(yùn)行過程中，新能源配儲仍以大電網(wǎng)直控調(diào)度為主。受限于電站內(nèi)儲能分散、容量小、調(diào)節(jié)范圍有限的特性，電網(wǎng)調(diào)用次數(shù)低，導(dǎo)致儲能的消納與保供價(jià)值均未得到兌現(xiàn)。

　　獨(dú)立儲能：機(jī)遇與不確定性并存

　　獨(dú)立儲能的發(fā)展同樣得益于政策的推動，在新能源配儲“建而不用”的問題暴露后，以山東、寧夏為代表的省份陸續(xù)鼓勵(lì)發(fā)展共享儲能，即新能源可以通過租賃獨(dú)立儲能電站容量的方式來完成配儲的政策要求。

　　獨(dú)立儲能集中、容量大，能為電網(wǎng)提供更大范圍的平衡服務(wù)。各地積極出臺政策，激勵(lì)獨(dú)立儲能發(fā)揮其靈活調(diào)節(jié)與保供的價(jià)值。例如在寧夏，獨(dú)立儲能可通過輔助服務(wù)市場提供調(diào)峰與頂峰服務(wù);在山東，獨(dú)立儲能不僅可以獲得容量補(bǔ)償，還能通過自主調(diào)度的模式參與現(xiàn)貨市場交易;在廣東，獨(dú)立儲能可以參與調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場交易。隨著政策向獨(dú)立共享模式的傾斜，2023到2024年上半年，獨(dú)立儲能新增1611萬千瓦，占累計(jì)總量的88%。

　　然而，在快速建設(shè)的背后，獨(dú)立儲能面臨投資成本回收困難的問題。無論是容量租賃費(fèi)，還是電力市場的收益，都存在較大的不確定性，導(dǎo)致市場中的大部分獨(dú)立儲能項(xiàng)目仍處于虧損狀態(tài)。

　　目前，獨(dú)立儲能一半以上的收益仍來自容量租賃費(fèi)，這部分費(fèi)用由新能源企業(yè)承擔(dān)。然而，近年來新能源企業(yè)承擔(dān)輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用的成本上升，政策驅(qū)動的租賃費(fèi)用又進(jìn)一步增添企業(yè)成本壓力，企業(yè)的支付能力與意愿都較低，導(dǎo)致儲能租賃市場出現(xiàn)價(jià)格偏低、租期不固定等問題。此外，隨著未來新能源逐步進(jìn)入市場，盈利的不確定性加劇，也會對儲能收益前景產(chǎn)生負(fù)面影響。

　　獨(dú)立儲能在電力市場的收益也不穩(wěn)定。目前各地電力市場仍處于發(fā)展初期，大部分省份現(xiàn)貨市場尚未連續(xù)運(yùn)行，輔助服務(wù)交易規(guī)模小、價(jià)格低、品種不齊全，容量補(bǔ)償?shù)氖袌龌瘷C(jī)制也尚未建立，使得儲能在電力市場的獲利能力受限。

　　綜上所述，雖然獨(dú)立儲能的利用率相較新能源配儲稍有提升，并拓寬了收益渠道，但由于電力市場機(jī)制仍不完善，其在經(jīng)濟(jì)上也還不具備可持續(xù)性，要實(shí)現(xiàn)商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展，仍面臨挑戰(zhàn)。

　　加快完善配套機(jī)制，因地制宜發(fā)展新型儲能

　　目前，新型儲能利用率低的主要原因在于價(jià)格、調(diào)用、電力市場等配套機(jī)制尚不完善。要推動新型儲能的高質(zhì)量發(fā)展，除了在技術(shù)創(chuàng)新、裝備制造上加大投入，還必須要加快完善配套機(jī)制，促進(jìn)適應(yīng)其發(fā)展的市場環(huán)境與商業(yè)模式盡早成熟。

　　此外，我國各省電力發(fā)展所處的階段不同，發(fā)展新型儲能要充分結(jié)合各省的資源稟賦、系統(tǒng)特點(diǎn)、市場建設(shè)情況等，以需求為導(dǎo)向，因地制宜地發(fā)展儲能。

　　為助力新型儲能的發(fā)展，筆者提出以下建議：

　　1. 解決新能源配儲“建而不用”的問題

　　在新能源裝機(jī)量大、現(xiàn)貨市場正式運(yùn)行等具備條件的省份，建議加快研究新能源聯(lián)合儲能一體化參與市場交易的機(jī)制。例如在山東、甘肅等省份可以先行先試，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易的比例。政策可給予新能源配儲全電量參與電力市場交易的電站適當(dāng)鼓勵(lì)，培育一批系統(tǒng)友好型新能源電站。

　　2. 優(yōu)化獨(dú)立儲能的成本回收機(jī)制

　　加快完善電力市場的機(jī)制。加快建設(shè)現(xiàn)貨市場，推動獨(dú)立儲能通過“現(xiàn)貨+中長期”市場參與電能量交易。特別是在新能源滲透率高的地區(qū)，充分傳導(dǎo)午間時(shí)段新能源的低價(jià)優(yōu)勢，合理拉大現(xiàn)貨上下限價(jià)格。降低獨(dú)立儲能參與輔助服務(wù)市場的門檻，豐富輔助服務(wù)交易品種，研究市場各方對價(jià)格的承載力，確定合理的費(fèi)用疏導(dǎo)機(jī)制。研究獨(dú)立儲能的容量補(bǔ)償機(jī)制，可綜合考慮儲能的并網(wǎng)進(jìn)度、建設(shè)成本、儲能時(shí)長等因素，建立分等級的容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。

　　3. 擴(kuò)大獨(dú)立儲能的市場參與范圍

　　在新能源消納情況良好，可參與省間現(xiàn)貨市場的省份，建議擴(kuò)大獨(dú)立儲能參與市場的范圍，實(shí)現(xiàn)資源在更大范圍的優(yōu)化配置。例如在寧夏，在新能源消納情況良好時(shí)，可以推動本地的獨(dú)立儲能參與西北省間現(xiàn)貨市場，白天消納甘肅新能源的棄電，晚間再放電支撐陜西的用電高峰。政策應(yīng)支持儲能參與不同類型的市場，鼓勵(lì)其在更大的市場范圍去尋找價(jià)差，實(shí)現(xiàn)“一體多用，分時(shí)復(fù)用”。

　　4. 加強(qiáng)儲能規(guī)劃與其他靈活性資源的銜接

　　針對各類應(yīng)用場景下的新增儲能，建議加強(qiáng)規(guī)劃間的銜接，并充分考慮新型儲能與系統(tǒng)中其他靈活性資源的關(guān)系。例如廣東的抽水蓄能資源豐富，系統(tǒng)中的氣電資源也較為充裕，在近中期電網(wǎng)側(cè)靈活性資源不緊缺的情況下，需要充分考慮新型儲能的應(yīng)用場景、開發(fā)時(shí)序，避免資源的錯(cuò)配，讓新型儲能“建有所用”，充分發(fā)揮其在新型電力系統(tǒng)中的消納與保供價(jià)值。

　　來源：《新能源決策參考》

　　文/陳藝昕 自然資源保護(hù)協(xié)會項(xiàng)目官員;黃少中 中國能源研究會研究員、雙碳產(chǎn)業(yè)合作分會主任