中國儲能網(wǎng)訊：隨著新能源規(guī)?？焖侔l(fā)展，而電力需求增長和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升相對有限，新能源消納形勢嚴峻。2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設(shè)，以促進清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。6月18日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，推動儲能技術(shù)應(yīng)用，鼓勵電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能應(yīng)用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設(shè)。
儲能可以從本質(zhì)上解決新能源消納問題嗎？“新能源+儲能”是否是必須手段？新能源與儲能又該如何共生發(fā)展？截至目前，上述核心問題并未形成行業(yè)共識。國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所專家胡靜認為，就目前來看，新能源配置儲能并非是解決棄風棄光的唯一手段，應(yīng)運用多種調(diào)節(jié)手段共同參與調(diào)節(jié)，同時，研究“共享儲能”等創(chuàng)新商業(yè)模式，推動儲能的可持續(xù)發(fā)展。
儲能無法從根本上解決棄風棄光問題
2019年，我國可再生能源整體發(fā)展平穩(wěn)，不僅裝機規(guī)模穩(wěn)步擴大、利用水平顯著提高，更重要的是，一直困擾行業(yè)發(fā)展的棄風棄光問題也得到持續(xù)緩解。數(shù)據(jù)顯示，2019年，我國棄風、棄光率實現(xiàn)雙降，平均棄風率4%，同比下降3個百分點；棄光率2%，同比下降1個百分點。
記者了解到，經(jīng)過近幾年不斷研究探索，目前，業(yè)界普遍認為我國棄風棄光的原因主要集中在電源、電網(wǎng)、負荷三個系統(tǒng)要素上。
電源方面，目前，風力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(qū)（東北、西北、華北），占全國的比重為77%和68%，且以大規(guī)模集中開發(fā)為主。同時，“三北”地區(qū)煤電機組占比較高，燃煤熱電機組比重高達56%，采暖期供熱機組“以熱定電”運行，導致系統(tǒng)調(diào)峰能力嚴重不足，不能適應(yīng)大規(guī)模風力和光伏發(fā)電消納要求。
電網(wǎng)方面，“三北”地區(qū)輸電通道及聯(lián)網(wǎng)通道的調(diào)峰互濟能力并未充分發(fā)揮，對風力和光伏發(fā)電跨省跨區(qū)消納的實際作用相對有限。
負荷方面，電力需求側(cè)管理成效不明顯，峰谷差進一步加大，影響了風力和光伏發(fā)電的消納。
胡靜認為，棄風棄光問題的原因與電源電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)資源和市場體制機制都有關(guān)系，當前電力市場體制機制沒有理順，沒有按照效率原則來分配電力生產(chǎn)和消費權(quán)?！昂苊黠@，儲能解決不了市場機制問題，但從理論上來說，配置足夠大規(guī)模的儲能在技術(shù)層面是可以解決棄風棄光問題的。”胡靜表示。
近年來，以風電、光伏為主的新能源發(fā)電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發(fā)電的波動性及其對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響仍然是新能源進一步健康發(fā)展的制約因素。
胡靜指出，電力是生產(chǎn)與消費實時平衡的特殊商品，風、光能源的波動性和隨機性分別給傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電力平衡帶來了相當?shù)睦щy，因此需要更多、更靈活、調(diào)節(jié)范圍更寬廣的調(diào)節(jié)手段。“例如火電調(diào)峰、燃氣機組、需求側(cè)（負荷側(cè)）管理與控制、抽水蓄能電站、更多形式的電能替代應(yīng)用等，都是非常好的手段?！焙o說。
誠然，電力系統(tǒng)需要的不是完整的“充放”能力，而是調(diào)節(jié)能力，也就是把負荷適時變大變小的能力和把發(fā)電適時變大變小的能力?！皬募夹g(shù)角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術(shù)快速響應(yīng)、雙向調(diào)節(jié)、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和上網(wǎng)友好性?！焙o表示。
“新能源+儲能”是標配模式嗎？
其實，國內(nèi)新能源配儲能已有技術(shù)示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產(chǎn)。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線，每年可提升200小時的利用小時數(shù)，但經(jīng)濟性不佳。
此后，2018年6月26日，我國首個光伏發(fā)電儲能項目——共和實證基地20兆瓦光伏儲能項目并網(wǎng)。該項目采用了磷酸鐵鋰、三元鋰、鋅溴液流和全釩液流電池，建設(shè)16個分散式儲能系統(tǒng)和6個集中式儲能系統(tǒng)。
2019年，我國首個風光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55兆瓦/110兆瓦時風電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程50兆瓦/100兆瓦時的磷酸鐵鋰電池儲能項目相繼投運。
其中，青海項目采用陽光電源一體化儲能系統(tǒng)解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統(tǒng)，且配置了高能量密度鋰電池，循環(huán)壽命長、深度充放電性能優(yōu)越，能夠滿足電站調(diào)頻需求，可進一步提升電網(wǎng)友好性。同時，整套儲能系統(tǒng)極大地提高了機組的AGC調(diào)節(jié)性能指標與AGC補償收益，減小了考核成本，增加了電站的收入。
據(jù)介紹，儲能猶如“充電寶”，能實現(xiàn)電力的充放自如，理論上能夠很好地對沖新能源電力的波動性、隨機性，助力解決“棄電”頑疾。因此，二者的結(jié)合被業(yè)界普遍視為未來新能源行業(yè)發(fā)展的“標配模式”。但事與愿違，新能源大?。▍^(qū)）青海、山東、新疆等地的推廣工作先后陷入僵局，一度給這一模式潑了數(shù)盆冷水。
當前，風電、光伏行業(yè)將全面迎來平價上網(wǎng)，項目經(jīng)濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還具有經(jīng)濟性，是產(chǎn)業(yè)鏈各方仔細分析研究的問題。
胡靜告訴記者，現(xiàn)階段，“新能源+儲能”收益模式單一，獲利水平偏低。據(jù)悉，目前儲能配置成本約為1500～2000元/千瓦時，綜合度電成本約為0.4～0.6元/（千瓦時·次），若新能源為早期項目，按風電項目享受0.61元/千瓦時電價來算，加上儲能在輔助服務(wù)市場能夠獲得100～200元/（千瓦時·年）的額外收益，“新能源+儲能”在部分棄風棄光地區(qū)具有一定的經(jīng)濟性。但由于新能源項目趨于平價，且棄風棄光情況逐步改善，僅靠解決棄電為主要收益模式，不具備經(jīng)濟性?！皟δ苤皇钦{(diào)節(jié)手段之一，而且現(xiàn)階段肯定也不是這種系統(tǒng)大范圍調(diào)節(jié)的最經(jīng)濟的調(diào)節(jié)手段”，胡靜表示，“火電靈活性改造也好、抽蓄電站也好，從目前來看，還是相對比較經(jīng)濟的手段。我們不是一定要把發(fā)展儲能作為調(diào)節(jié)資源，而是挖掘系統(tǒng)中的各種資源，共同起到調(diào)節(jié)作用?！?
“誰為可再生能源配儲能付費”是破局關(guān)鍵
記者了解到，新能源配置儲能政策再次引發(fā)各界爭議，焦點集中在是否應(yīng)由新能源企業(yè)出資配置儲能。此次湖南等多個省份再次發(fā)文鼓勵新能源項目配置儲能，主要源于兩方面考慮：一是新能源消納形勢依舊嚴峻，截至2019年底，新疆、甘肅和內(nèi)蒙古棄風率分別達14%、7.6%和7.1%，新疆、青海棄光率分別為7.4%和7.2%。降低棄電率，落實可再生能源總量和非水可再生能源消納責任權(quán)重，對于湖南等水電大省，消納壓力較大。二是部分新能源大省面臨低谷時段調(diào)峰壓力，以湖南為例，最大峰谷差已經(jīng)超過50%，風電與水電同時大發(fā)重疊時間長，系統(tǒng)調(diào)峰能力有限，風電消納空間較小，棄風將愈加嚴重。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素影響，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能帶來的收益有限，建設(shè)積極性較低，導致部分省份新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。
由于缺乏明確機制或收益預期較低，早期出臺的多項新能源配置儲能政策已取消或擱置。據(jù)悉，鼓勵新能源配置儲能政策并非首次發(fā)布，此前青海、新疆、山東等省份都曾經(jīng)出臺鼓勵或強制新能源配置儲能的相關(guān)政策。青海在2017年提出當年規(guī)劃330萬千瓦風電項目按照10%配套儲能，最終迫于壓力政策未被推行；新疆于2019年試點鼓勵光伏電站配置20%儲能，承諾增加試點項目100小時計劃電量，但最終僅保留了5個試點；山東于2019年鼓勵集中式光伏自主配備儲能，但政策暫時沒有得到響應(yīng)。
胡靜認為，多個政策的難以落地，主要是缺乏實質(zhì)性的儲能投資回報機制，新能源企業(yè)配置儲能成本無法疏導?！坝眯履茉磁渲脙δ軄斫鉀Q棄風棄光問題，其實是整個系統(tǒng)的成本和新能源發(fā)展關(guān)系之間的一個問題?！?
從早期國網(wǎng)張北風光儲輸項目、國電和風北鎮(zhèn)風儲項目、臥牛石風儲項目的示范，到華能青海格爾木光伏電站直流側(cè)儲能項目商業(yè)化探索，再到甘肅獨立儲能電站、青海共享型儲能電站的創(chuàng)新應(yīng)用，儲能與可再生能源結(jié)合離不開對經(jīng)濟性的深入探索。在電力市場成本價格傳導機制欠缺的情況下，現(xiàn)有任何機制都處于過渡階段。
胡靜指出，如果是在棄風棄光嚴重的地區(qū)，并且是拿到早期補貼上網(wǎng)電價的新能源場站，加之可以平衡儲能成本與增加的上網(wǎng)電量之間的收益的話，還是有一定獲利空間的。如果是在拿到較高標桿電價的情況下，包括青海共享儲能，目前還是有收益的。但是如果新能源本身收益率已經(jīng)比較低，例如已經(jīng)接近平價，再通過配置儲能來追求這種利用率提升，從全社會的成本來看肯定不是最經(jīng)濟的一種方式。
胡靜說，目前，儲能主要解決的是近期可再生能源消納問題，最終還要遵循“誰受益、誰付費”的基本原則，為可再生能源規(guī)?；_發(fā)和利用買單的主體絕不僅僅是可再生能源開發(fā)商自身，作為“綠色發(fā)展”的受益方，全社會有責任為可再生能源的發(fā)展付費。而支付儲能費用的主體既來自于用電用戶，也來自于享受儲能提供平滑穩(wěn)定輸出服務(wù)的可再生能源企業(yè)。只有市場中形成基本的經(jīng)濟邏輯，儲能配套可再生能源的長效機制才能建立?！爸劣诎l(fā)展儲能是誰的責任，它既不是新能源的責任，當然也不是電網(wǎng)企業(yè)的責任，也不會是用戶的責任。至于投資該由誰來買單，從市場化角度看，誰投資獲益誰來買單。但如果從儲能的社會效益、國家能源戰(zhàn)略角度看，由利益相關(guān)方共同承擔較為合理?！焙o進一步補充。
此外，為滿足未來規(guī)模化可再生能源下電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，可再生能源與儲能綁定以減少波動和不確定性，應(yīng)是發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔的基本義務(wù)。未來，儲能絕不是為解決眼前可再生能源過量發(fā)展的消納問題而特殊存在的，而是解決新能源結(jié)構(gòu)下可能存在的電力運行風險而必然存在。
儲能參與市場交易增加了收益途徑
國內(nèi)對于儲能的認識由是否發(fā)展逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槿绾胃哔|(zhì)量發(fā)展，目前政策從宏觀引導、指導的角度明確了我國發(fā)展儲能的重要性、必要性和國家所持的積極鼓勵態(tài)度，符合我國和國際社會發(fā)展新能源，建設(shè)清潔低碳、安全高效現(xiàn)代能源體系的大潮流和新理念。
6月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《電力中長期交易基本規(guī)則》，明確了儲能可參與電力中長期交易。自《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》發(fā)布以來，經(jīng)過三年的探索與實踐，全國電力市場化交易比重不斷擴大，市場交易機制日趨完善，市場價格機制逐步理順，可再生能源電力需求日益凸顯，售電市場蓬勃發(fā)展。
胡靜認為，不僅是新能源項目配置儲能，就算獨立的儲能參與中長期交易也是可行的。此次《電力中長期交易基本規(guī)則》的出臺，把儲能作為市場主體考慮進來，是肯定了儲能在市場中的價值，這對新能源配置和儲能本身來說都有很大的積極促進作用?！皩τ谛履茉磁渲脙δ軄碚f，綠證和配額制增加了它的收益途徑，不僅可以參與輔助服務(wù)市場，還可以參與電能量市場，通過賣電收益，也可以作為權(quán)益轉(zhuǎn)移出去，一定程度上可以提升總體的收益水平?！焙o表示。
隨著儲能市場規(guī)模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能的獨立主體地位得到明確，可直接參與電網(wǎng)級調(diào)峰、電力市場調(diào)頻等輔助服務(wù)市場、備電及需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)以及電力現(xiàn)貨市場交易，把儲能的應(yīng)用價值直接充分地交易結(jié)算出來，可以說，新能源項目配套儲能的前景是光明的。
同時，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，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及參與市場的類型是多樣的，主要包括以下幾方面：
一是參與電網(wǎng)系統(tǒng)級調(diào)峰，實現(xiàn)共享，相關(guān)費用在全網(wǎng)收益電量中分攤。共享型儲能既提高了利用率，也增加了儲能的收益?！肚嗪ｋ娏o助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》提出，在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調(diào)用，價格為0.7元/千瓦時；2020年3月，新疆維吾爾自治區(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)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。從兩個省份制定的規(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，因此獨立儲能電站調(diào)頻需要配置較大功率和容量的電池，使得成本快速上升，經(jīng)濟性較差。高比例新能源并網(wǎng)將導致系統(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。電力市場中，只有實時市場嚴格滿足現(xiàn)貨市場的定義。結(jié)合電力交易即發(fā)即用的特點，在討論電力現(xiàn)貨市場時，常把時間尺度擴大到實時交易的日內(nèi)甚至是日前?，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。目前我國現(xiàn)貨試點省份已經(jīng)全部進入試運行，隨著現(xiàn)貨市場的成熟運行，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)定運行水平。儲能具有四象限運行特性，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)。
多場景應(yīng)用推動儲能可持續(xù)發(fā)展
儲能在電力系統(tǒng)的應(yīng)用，已成為我國能源轉(zhuǎn)型和市場化改革進程中的一個重要技術(shù)手段和活躍因素。
胡靜認為，未來，隨著技術(shù)進步，儲能成本還有較大下降空間，而且在電力市場改革不斷推進下，“新能源+儲能”的模式可通過多種手段參與電力市場獲益。如目前青海省“共享儲能”模式可在其他省份推廣應(yīng)用，通過“新能源+儲能”的模式參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)獲益；依托儲能具有能量存儲、快速調(diào)節(jié)控制等功能，可在相關(guān)應(yīng)用場景下（如邊遠地區(qū)供電）提供容量備用，提高供電可靠性；在用戶側(cè)分布式電源配套建設(shè)儲能，可通過參與電力市場化交易進行獲益。
“未來，儲能的應(yīng)用肯定不能局限于這種新能源配置儲能提升利用率的這一種場景，這只是場景之一，儲能的應(yīng)用場景其實很廣泛，例如儲能與電源配合參與市場調(diào)峰調(diào)頻，作為獨立儲能電站參與未來系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻需求側(cè)響應(yīng)以及共享儲能等?！焙o指出。
未來，推動儲能可持續(xù)發(fā)展，首先是做好前瞻性規(guī)劃研究，避免資源無效配置。當前，各地方要求配置一定比例和一定持續(xù)時間的儲能系統(tǒng)，但鮮有對高比例可再生能源體系下電力系統(tǒng)儲能需求的基礎(chǔ)分析，配置比例和儲能時長存在不合理設(shè)計情況。還需明確引導各地區(qū)做好不同可再生能源發(fā)展情形下的儲能需求測算，確保增設(shè)儲能系統(tǒng)能夠得到全面利用。
其次，要明確儲能準入門檻，確保儲能高質(zhì)量應(yīng)用。各地方提出了可再生能源配套儲能系統(tǒng)的政策方向，但并未明確儲能準入標準，存在利用低質(zhì)量儲能系統(tǒng)應(yīng)用獲得優(yōu)先建設(shè)和并網(wǎng)條件的可能性。還需在落實配套項目之前，明確項目準入技術(shù)標準，確保儲能安全可靠應(yīng)用。
最后，要落實配套項目應(yīng)用支持政策，推動友好型可再生能源模式發(fā)展。把配套儲能技術(shù)的可再生能源場站視為友好型可再生能源場站，適當給予配套項目增發(fā)電量支持，減少此類項目棄電風險。同時，需盡快明確儲能項目身份和其參與電力市場的主體身份，調(diào)用儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)市場，以獲得收益回報。
胡靜認為，應(yīng)進一步挖掘系統(tǒng)靈活性資源，深入研究在電力市場放開條件下“共享儲能”、用戶側(cè)儲能、可變負荷等參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的商業(yè)模式和市場機制。加快推進儲能接入和參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)相關(guān)技術(shù)標準制定和完善，切實發(fā)揮儲能系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用，保障電網(wǎng)安全。
短期來看，在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統(tǒng)應(yīng)用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協(xié)同發(fā)展。例如研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權(quán)重。結(jié)合綠證交易和可再生能源配額機制，對配套儲能系統(tǒng)的發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶可適當提高綠色電力認證權(quán)重，綠色電力認證可在市場中進行交易，各市場主體可自行投資建設(shè)或租用儲能系統(tǒng)以獲得相應(yīng)配額，或在市場中購買相應(yīng)配額，實現(xiàn)可再生能源與儲能在新交易模式下的配套。
長遠來看，在現(xiàn)有度電成本高于傳統(tǒng)火電成本的情況下，要推動可再生能源和儲能配套發(fā)展，還需價值補償。所以最終要建立市場化長效機制，實現(xiàn)“綠色價值”的成本疏導。
目前，全球范圍內(nèi)已有部分地區(qū)的光儲和風儲成本可與傳統(tǒng)火電競爭，一方面要繼續(xù)推動可再生能源平價上網(wǎng)，減輕可再生能源財政補貼依賴，另一方面還要推動全面的市場化改革，讓電力價格反映真實的能源供應(yīng)成本。全社會承擔能源綠色發(fā)展的責任意識需得到全面普及，且最終要負擔能源綠色發(fā)展的成本，實現(xiàn)“財政明補”到“價格體現(xiàn)價值”的全面過渡。但在現(xiàn)有推動綠色發(fā)展進程與價格改革步伐不一致的情況下，還需通過價值補償機制推動可再生能源和儲能行業(yè)發(fā)展，刺激相關(guān)行業(yè)降本增效。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年7期，作者系本刊記者
