文|國網(wǎng)能源研究院 時智勇
截止到2019年底，我國風(fēng)電裝機(jī)達(dá)到2.1億千瓦、光伏發(fā)電裝機(jī)2.04億千瓦，提前一年完成可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃目標(biāo)。
2020年是我國“十三五”收官之年，也是謀劃“十四五”發(fā)展的開局之年，為實現(xiàn)風(fēng)電、光伏發(fā)電平穩(wěn)有序發(fā)展，國家能源局下發(fā)《關(guān)于2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)事項的通知》，要求各省根據(jù)國家可再生能源發(fā)展“十三五”相關(guān)規(guī)劃和本地區(qū)電網(wǎng)消納能力，合理安排新增核準(zhǔn)（備案）項目規(guī)模。
目前多個省份陸續(xù)發(fā)布了2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電建設(shè)方案和申報要求，與往年不同，河南、內(nèi)蒙、遼寧、湖南等省份均提出了優(yōu)先支持配置儲能的新能源發(fā)電項目，新能源場站配置儲能成為行業(yè)討論熱點(diǎn)。
新能源發(fā)電項目配置儲能并非首次出現(xiàn)在政府文件當(dāng)中，早在2017年，青海省發(fā)改委發(fā)布的《青海省2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》要求，列入規(guī)劃的風(fēng)電項目要按照其規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模達(dá)33萬千瓦。該政策發(fā)布后引起較大爭議，最終執(zhí)行也未達(dá)預(yù)期。
經(jīng)過數(shù)年發(fā)展，我國新能源發(fā)電邁上新臺階，新能源運(yùn)行與消納也面臨一系列新的問題，此外我國新能源發(fā)電即將迎來平價上網(wǎng)，以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲能成本逐年下降，電力市場化改革持續(xù)推進(jìn)，多種因素交織在一起，新能源場站配置儲能面臨新的環(huán)境，也需要進(jìn)行新的認(rèn)識。
認(rèn)識一：“十四五”新能源發(fā)展和消納矛盾更加突出，調(diào)峰資源日趨緊張的情況下，亟需儲能等靈活性調(diào)節(jié)資源
根據(jù)統(tǒng)計，截止到2019年底，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)，新能源裝機(jī)占電源總裝機(jī)的23.4%，其中青海、甘肅新能源裝機(jī)占總裝機(jī)容量的50%和42%，已成為本省第一大電源，寧夏、新疆、蒙東、冀北等地區(qū)新能源裝機(jī)占總電源裝機(jī)容量均超過了30%，21個省份新能源發(fā)電成為第一、二大電源。
新能源發(fā)電具有間歇性和隨機(jī)性，高比例新能源并網(wǎng)需要大規(guī)模輸出穩(wěn)定的可調(diào)節(jié)電源進(jìn)行調(diào)峰，隨著新能源發(fā)電的快速發(fā)展，電力系統(tǒng)調(diào)峰能力不足已不是個別省份、局部地區(qū)的問題。
為實現(xiàn)2020年和2030年非化石能源分別占一次能源消費(fèi)比重15%和20%的目標(biāo)，壯大清潔能源產(chǎn)業(yè)，保持風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)定增長是“十四五”規(guī)劃的重要目標(biāo)和任務(wù)。
為適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型和促進(jìn)地方產(chǎn)業(yè)發(fā)展的需要，各省發(fā)展新能源的意愿依然強(qiáng)烈，“十四五”期間，我國新能源發(fā)電預(yù)計仍將保持“十三五”時期快速發(fā)展態(tài)勢。隨著裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，各省存在很大的調(diào)峰缺口，新疆、山西、山東等省份日最大功率波動超過1000萬千瓦。為實現(xiàn)新能源95%的利用率目標(biāo)，在系統(tǒng)調(diào)峰資源日趨緊張甚至用盡的情況下，多個省份對儲能調(diào)峰寄予厚望。
儲能具有調(diào)峰的天然優(yōu)勢，特別是電化學(xué)儲能集快速響應(yīng)、能量時移、布置靈活等特點(diǎn)于一體，受到高度關(guān)注，但發(fā)展初期價格偏高，僅在極個別早期并網(wǎng)的新能源場站試點(diǎn)運(yùn)行，并未實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。
認(rèn)識二：政府文件并未強(qiáng)制規(guī)定新能源發(fā)電配置儲能，但作為部分地區(qū)新能源優(yōu)先開發(fā)的重要條件
與2017年青海省風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案不同，當(dāng)前各地政府文件并未強(qiáng)制規(guī)定新能源發(fā)電配置儲能。
河南發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于組織開展2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)的通知》暫停各類新能源增量項目，優(yōu)先支持配置儲能的新增平價項目；內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》，優(yōu)先支持“光伏+儲能”項目建設(shè)，光伏電站儲能容量不低于5%，儲能時長在1小時以上。針對風(fēng)電場，內(nèi)蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風(fēng)電基地及配套儲能設(shè)施建設(shè)。遼寧省發(fā)改委印發(fā)《遼寧省風(fēng)電項目建設(shè)方案》，指出優(yōu)先考慮附帶儲能設(shè)施、有利于調(diào)峰的項目。湖南發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于發(fā)布全省2020-2021年度新能源消納預(yù)警結(jié)果的通知》，指出電網(wǎng)企業(yè)要通過加強(qiáng)電網(wǎng)建設(shè)、優(yōu)化網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、研究儲能設(shè)施建設(shè)等措施，切實提高新能源消納送出能力，為省內(nèi)新能源高比例發(fā)展提供容量空間。隨后國網(wǎng)湖南省電力有限公司下發(fā)《關(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知》，28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6MW/777.2MWh儲能設(shè)施,與風(fēng)電項目同步投產(chǎn)，配置比例為20%左右。
從下發(fā)文件來看，各省并未強(qiáng)制要求新增新能源發(fā)電項目必須配置儲能，但如果新能源開發(fā)企業(yè)想要提高競爭力，配置儲能將是優(yōu)先開發(fā)的重要條件。
認(rèn)識三：光伏發(fā)電配置儲能的效益要優(yōu)于風(fēng)電配置儲能，新能源匯集區(qū)配置儲能要優(yōu)于各個新能源場站配置儲能
受容量配置規(guī)模限制，連續(xù)無風(fēng)或大風(fēng)天氣可能限制儲能作用的發(fā)揮。一般電化學(xué)儲能滿功率連續(xù)充放電時間在1~4小時之間，可有效應(yīng)對新能源日內(nèi)波動，但若出現(xiàn)長時間無風(fēng)或大風(fēng)等極端天氣，儲能利用效率可能受到較大限制。
通過對西北電網(wǎng)新能源歷史出力特性統(tǒng)計分析得出，單一省份極端無風(fēng)天氣最大持續(xù)時間達(dá)6天，頻次最高達(dá)3次/年，若聯(lián)網(wǎng)規(guī)模縮小至單個風(fēng)力發(fā)電場，極端無風(fēng)或持續(xù)大風(fēng)天氣可持續(xù)數(shù)周。風(fēng)電大發(fā)時通常在晚上或夜間，此時負(fù)荷較低，與風(fēng)電消納匹配性較差，同時三北地區(qū)供暖季還存在“以熱定電”的另一重矛盾，火電機(jī)組調(diào)峰能力受限，因此儲能需要配置更大的容量進(jìn)行調(diào)峰。
與風(fēng)電相比，光伏發(fā)電可預(yù)測性更好，且具有一定的規(guī)律性，儲能可實現(xiàn)定期充放，利用率相對較高；同時光伏發(fā)電輸出功率較高的時候也是用電高峰的白天，與負(fù)荷匹配度較好，只需要配置較小容量的儲能即可達(dá)到削峰填谷的作用。
從儲能布局看，新能源匯集區(qū)配置儲能要優(yōu)于各個新能源場站內(nèi)配置儲能。
一方面，新能源匯集區(qū)配置儲能所需的容量要顯著小于各新能源場站單獨(dú)配置儲能所需容量之和。從統(tǒng)計規(guī)律上看，風(fēng)光具有互補(bǔ)特性，各新能源場站出力的隨機(jī)性通過相互疊加能夠達(dá)到此消彼長的作用，一定程度上降低了峰谷差。
另一方面，新能源匯集區(qū)配置儲能的經(jīng)濟(jì)效益要顯著好于新能源場站單獨(dú)配置儲能。新能源匯集區(qū)配置儲能可實現(xiàn)系統(tǒng)級調(diào)峰，各個新能源場站均可共享，大大提高了儲能設(shè)施利用率，同時，由于配置在升壓站外，不存在新能源補(bǔ)貼等計量方面的問題，交易和結(jié)算邊界清晰。
按新能源裝機(jī)容量比例配置儲能的一刀切做法有待商榷。從目前政策來看，部分省份提出按新能源發(fā)電項目的裝機(jī)容量比例配置儲能，配置比例在5%~20%之間。由于各地新能源發(fā)展規(guī)模、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，調(diào)峰資源缺口程度有所不同，在新能源場站無差異化地配置儲能有可能降低設(shè)備利用效率，增加項目總體成本，由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)本地調(diào)峰缺口和調(diào)節(jié)需要，經(jīng)測算后公開發(fā)布儲能容量需求和安裝地點(diǎn)，為儲能投資和應(yīng)用創(chuàng)造條件。
認(rèn)識四：受技術(shù)經(jīng)濟(jì)性影響，電化學(xué)儲能目前僅適合作為新能源發(fā)電調(diào)峰的補(bǔ)充措施
儲能技術(shù)類型眾多，可滿足毫秒至數(shù)天不同時間尺度的調(diào)節(jié)需求。調(diào)峰介于調(diào)頻與容量備用之間，調(diào)峰輔助服務(wù)市場是我國特有的市場品種，本質(zhì)上是一種電能量市場，在國外歸為平衡市場或現(xiàn)貨市場，因此電力系統(tǒng)調(diào)峰對容量的需求要大于對功率的需求。
目前，各類儲能技術(shù)中，抽水蓄能仍是新能源調(diào)峰的首要選擇，主要表現(xiàn)為容量大，單個電站規(guī)?？蛇_(dá)到120~360萬千瓦，能量轉(zhuǎn)換效率75%~85%，日調(diào)節(jié)一般為5~6小時，而電化學(xué)儲能容量難以達(dá)到系統(tǒng)級調(diào)峰的規(guī)模；抽水蓄能使用壽命長，設(shè)計壽命30年，水工建筑物50年以上，而電化學(xué)儲能壽命周期多為10年左右；抽水蓄能的能量成本約875~1085元/千瓦時，僅為鋰離子電池的三分之一，且具有明確的兩部制電價回收機(jī)制。
抽水蓄能兼具調(diào)頻、調(diào)峰、調(diào)相和黑啟動等多種功能，成為電網(wǎng)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的綜合調(diào)節(jié)工具。截止到2019年底，我國在運(yùn)行的抽水蓄能電站將近3000萬千瓦，在建容量達(dá)到4600萬千瓦，均遠(yuǎn)超投運(yùn)的170萬千瓦電化學(xué)儲能，電化學(xué)儲能僅是系統(tǒng)調(diào)峰的補(bǔ)充措施。
近年來，電化學(xué)儲能價格快速下降，在部分國家已得到商業(yè)化應(yīng)用，主要包括調(diào)頻和容量備用兩個領(lǐng)域，如美國的PJM調(diào)頻輔助服務(wù)市場、英國的快速調(diào)頻市場，英國容量市場等。
電化學(xué)儲能的優(yōu)勢在于其快速的響應(yīng)特性，因此，從電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)的時間尺度上講，更適合對功率要求較高場合，如調(diào)頻、緊急功率支撐、可靠供電等領(lǐng)域。對容量要求較高的調(diào)峰領(lǐng)域，從經(jīng)濟(jì)性講電化學(xué)儲能還難以和其他靈活性資源競爭，如火電靈活性改造、抽水蓄能等。
但電化學(xué)儲能并非完全沒有競爭力，受建設(shè)選址的局限以及施工周期較長的影響，抽水蓄能電站并不能解決局部網(wǎng)架結(jié)構(gòu)受阻、常規(guī)調(diào)峰資源匱乏的新能源發(fā)電聚集區(qū)調(diào)峰問題，可通過配置電化學(xué)儲能，發(fā)揮其“杠桿”作用，以較少的投資替代大規(guī)模電網(wǎng)改造或調(diào)峰電源投資。
認(rèn)識五：新能源平價上網(wǎng)趨勢下儲能可持續(xù)發(fā)展取決于市場機(jī)制的設(shè)計
國家發(fā)展改革委《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號）指出，2020年I～Ⅳ類資源區(qū)符合規(guī)劃、納入財政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電指導(dǎo)價分別為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日開始，新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補(bǔ)貼。
國家發(fā)展改革委《關(guān)于2020年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2020〕511號）指出，2020年納入國家財政補(bǔ)貼范圍的I～I(xiàn)II類資源區(qū)新增集中式光伏電站指導(dǎo)價分別為每千瓦時0.35元、0.4元、0.49元。
文件雖未對光伏發(fā)電提出明確的平價上網(wǎng)時間，但今年以來我國新增光伏裝機(jī)項目約有三分之二已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，預(yù)計光伏發(fā)電大概率與風(fēng)電同步，在2021年實現(xiàn)全面平價上網(wǎng)。
近年來以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲能價格已經(jīng)降到了每千瓦時0.5元/次，但與平價上網(wǎng)的新能源發(fā)電項目相比，通過配置儲能以電量置換的方式已不具備經(jīng)濟(jì)性。
在電網(wǎng)調(diào)峰資源沒有改善的情況下，平價上網(wǎng)項目本質(zhì)上是擠占了其他新能源的發(fā)電空間，隨著新能源發(fā)電全面平價上網(wǎng)的到來，電網(wǎng)調(diào)峰和全額收購的壓力進(jìn)一步提升。
既要發(fā)展新能源又要保持一定的消納水平，因此地方政府鼓勵平價上網(wǎng)項目的同時配置一定比例的儲能，這無疑提升了新能源發(fā)電項目的整體成本，而儲能僅從減少棄風(fēng)、棄光電量獲取收益無法收回成本。
同時，我們也看到隨著高比例新能源并網(wǎng)的發(fā)展，系統(tǒng)不僅僅面臨調(diào)峰問題，還存在系統(tǒng)頻率快速波動、轉(zhuǎn)動慣量下降、次同步振蕩（5～300Hz）等一系列新的問題。
此外，隨著新能源發(fā)電成本的降低，參與電力市場的競爭力也在不斷增強(qiáng)，未來保量保價的交易模式也將被打破。儲能具有多重功能，可滿足電力系統(tǒng)不同時間尺度的調(diào)節(jié)需求，未來成本回收的途徑以及參與市場的類型是多樣的，主要包括：
一是參與電網(wǎng)系統(tǒng)級調(diào)峰，實現(xiàn)共享，相關(guān)費(fèi)用在全網(wǎng)收益電量中分?jǐn)偂９蚕硇蛢δ芗忍岣吡死寐?，也增加了儲能的收益，《青海電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》提出：在新能源棄電時對未能達(dá)成交易的儲能進(jìn)行調(diào)用，價格為0.7元每千瓦時；2020年3月，新疆自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理辦法》（征求意見稿）提出：電儲能設(shè)施根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，對其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元每千瓦時。從兩個省的規(guī)則來看，儲能參與系統(tǒng)級調(diào)峰的價格已經(jīng)超過儲能自身的度電成本，收益是可觀的，不過也應(yīng)看到，系統(tǒng)調(diào)峰通常是季節(jié)性的，儲能利用小時數(shù)難以得到有效保障，這對儲能收益也帶來了一定的風(fēng)險。
二是儲能參與電力系統(tǒng)快速調(diào)頻。我國調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則以火電、水電為主要設(shè)計對象，獨(dú)立儲能電站雖然在響應(yīng)速度和調(diào)節(jié)精度上具有顯著優(yōu)勢，但跟蹤調(diào)頻指令時需要具備持續(xù)的輸出能力，因此獨(dú)立儲能電站調(diào)頻需要配置較大功率和容量的電池，成本快速上升，經(jīng)濟(jì)性較差。高比例新能源并網(wǎng)將導(dǎo)致系統(tǒng)頻率的快速波動，儲能快速響應(yīng)特性滿足了快速調(diào)頻的需要，未來對于建立快速調(diào)頻輔助服務(wù)市場的省份，儲能與新能源聯(lián)合調(diào)頻也將成為增加收益的重要渠道。
三是儲能參與現(xiàn)貨市場。現(xiàn)貨市場在經(jīng)濟(jì)學(xué)上是指買賣交易即刻生效的市場，是針對期貨市場而言。電力市場中，只有實時市場嚴(yán)格滿足現(xiàn)貨市場的定義。結(jié)合電力交易即發(fā)即用的特點(diǎn)，在討論電力現(xiàn)貨市場時常把時間尺度擴(kuò)大到實時交易的日內(nèi)甚至一日前?，F(xiàn)貨市場的重要價值在于發(fā)現(xiàn)價格，用價格反映供需關(guān)系，目前我國八個現(xiàn)貨試點(diǎn)省份已經(jīng)全部進(jìn)入試運(yùn)行，隨著現(xiàn)貨市場的成熟運(yùn)行，電力電量的商品屬性逐步體現(xiàn)，新能源發(fā)電邊際成本為零，與儲能配合可根據(jù)價格信號靈活充放電獲取更高的電量收益。
四是作為備用或需求側(cè)響應(yīng)資源，提升電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行水平。儲能具有四象限運(yùn)行特性，電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)下可以提高新能源涉網(wǎng)特性，電網(wǎng)暫態(tài)下可根據(jù)系統(tǒng)需要提供功率支撐，可以提高大規(guī)模新能源外送基地特高壓直流輸電線路輸送容量，備用收益也是儲能多重價值的重要體現(xiàn)。
放眼全球，新能源發(fā)電的快速發(fā)展是驅(qū)動儲能發(fā)展的主要因素，新能源與儲能的結(jié)合也是未來高比例新能源并網(wǎng)電力系統(tǒng)的必然趨勢。隨著新能源發(fā)電規(guī)模的擴(kuò)大，新能源發(fā)電需承擔(dān)的系統(tǒng)平衡成本將成為項目經(jīng)濟(jì)性測算必須考慮的重要內(nèi)容，儲能也必將在高比例新能源并網(wǎng)電力系統(tǒng)中找到自己的角色定位。
