中國儲能網(wǎng)訊：在電力系統(tǒng)運行中合理應用儲能技術，可以提升電力系統(tǒng)靈活性、電網(wǎng)支撐能力和新能源消納能力。因此，儲能將成為新能源發(fā)展的關鍵支撐技術，兩者協(xié)同發(fā)展是大勢所趨。目前，國內(nèi)大多省份儲能建設還處于探索起步階段，亟需因地制宜地借鑒先進省份寶貴經(jīng)驗，探索適合自身情況的儲能建設發(fā)展方向，助力新能源跨越式發(fā)展。
一、青海儲能發(fā)展經(jīng)驗借鑒
青海省新能源資源豐富，截至2020年底，青海省清潔能源發(fā)電裝機容量占全省電源裝機容量的90.3%，新能源發(fā)電占比世界領先。為了解決新能源發(fā)展面臨的消納和調(diào)峰等突出問題，青海省率先開展了多種技術路線的儲能建設探索和研究，先進經(jīng)驗值得借鑒。
電化學儲能有序發(fā)展。建設情況：青海省發(fā)改委2017年印發(fā)《青海省2017年度風電開發(fā)建設方案的通知》，明確當年規(guī)劃的風電項目按建設規(guī)模的10%配套建設儲能裝置。截至2020年底，青海已并網(wǎng)的電化學儲能電站有7座，容量共計149兆瓦/270兆瓦時。其中2座儲能電站按共享儲能電站模式運營參與電力輔助服務市場，其余均為自儲自放模式。收益模式：2021年1月，青海省印發(fā)《支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）》，規(guī)定對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼（使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼），補貼對象為2021、2022年投產(chǎn)的電化學儲能項目，由電網(wǎng)企業(yè)每月按電量及時足額結(jié)算，補貼資金納入電網(wǎng)企業(yè)第二監(jiān)管周期輸配電價降價預留資金統(tǒng)籌解決。前景分析：新能源配置儲能是當前最具可行性的解決方案，并已成為行業(yè)公認的發(fā)展趨勢。
共享儲能電站走向應用。建設情況：2019年4月魯能儲能電站作為全國首個共享儲能電站開展試運營。共享儲能的兩個顯著特點：一是服務對象從單一轉(zhuǎn)向全網(wǎng)，二是共享儲能商業(yè)價值的發(fā)揮需電力輔助服務提供支撐。共享儲能可充分利用多個發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)或電力用戶的發(fā)用電時空互補性，提升儲能電站的利用率，提升電力系統(tǒng)靈活性，實現(xiàn)儲能降本增效。收益模式：根據(jù)2020年《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》，共享儲能電站的收入主要來自兩個方面——“新能源場站與儲能達成的雙邊交易”和“電網(wǎng)調(diào)度（每千瓦時0.5元）”，產(chǎn)生的費用由全省所有的發(fā)電企業(yè)均攤。前景分析：與傳統(tǒng)的“新能源+儲能”模式不同，“共享模式”可提升儲能電站利用率、調(diào)峰能力，為儲能電站創(chuàng)造更多盈利空間，助力儲能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。
光熱儲能領跑全國。建設情況：目前已投產(chǎn)國家級光熱發(fā)電示范項目總裝機容量21萬千瓦，其中德令哈50兆瓦光熱項目2018年投運，配有7小時熔鹽儲熱系統(tǒng)，占地面積2.47平方千米，電站設計年發(fā)電量1.46億千瓦時。項目利用定日鏡將太陽光匯聚到中央的吸熱塔，加熱內(nèi)部的熔鹽，產(chǎn)生高溫高壓的水蒸氣，推動汽輪發(fā)電機發(fā)電。典型的100兆瓦塔式光熱發(fā)電項目，如果按12小時儲熱時間配置，可保證24小時連續(xù)供電，總投資在25億～30億元之間。收益模式：根據(jù)國家發(fā)展改革委《關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》，首批太陽能熱發(fā)電示范項目于2019年和2020年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按每千瓦時1.1元執(zhí)行，2021年全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電價按每千瓦時1.05元執(zhí)行，2022年1月1日后并網(wǎng)的不再補貼。前景分析：光熱發(fā)電具有低成本多能互補儲熱優(yōu)勢，可探索光熱發(fā)電與光伏和風電進行一體化設計，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲一體化，一方面延長發(fā)電時數(shù)實現(xiàn)平價發(fā)電，另一方面協(xié)同發(fā)電出力穩(wěn)定可調(diào)，并向電網(wǎng)提供有效的轉(zhuǎn)動慣量，提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的保障能力。
黃河上游梯級儲能電站起步初探。建設情況：黃河流域上游梯級龍羊峽大型儲能工程項目預可研通過審查，項目利用黃河干流梯級電站水能資源，利用新能源棄電通過泵站抽水儲能，從拉西瓦水電站水庫抽水至龍羊峽水電站水庫儲能，利用龍羊峽水電站現(xiàn)有機組增發(fā)電量，解決新能源棄電問題，是全球首個梯級電站之間水能循環(huán)利用儲能示范項目。收益模式：龍羊峽水電站自身的水電發(fā)電量收益，以及現(xiàn)有機組增發(fā)新能源棄電電量收益。前景分析：可有效提高新能源消納能力，降低新能源棄電率，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。
二、儲能建設發(fā)展思考及建議
青海儲能發(fā)展經(jīng)驗豐富，拓展了儲能的利用場景。筆者認為，光熱發(fā)電市場尚處于起步階段，度電成本較高且占地面積大，不適合全國范圍內(nèi)推廣發(fā)展，而電化學、共享儲能運營模式、黃河上游梯級儲能電站的發(fā)展模式值得學習借鑒。基于此，筆者提出儲能建設發(fā)展的思考和建議。
（一）鼓勵新能源項目配置儲能
建議分兩步走：一是對于新增新能源，優(yōu)先引導其配置儲能，有意愿配置儲能設施的項目業(yè)主在年度建設指標分配中優(yōu)先配置；儲能配比靈活設置，結(jié)合風電、光伏不同的調(diào)峰特性，以及裝機替代能力等因素，建議風電、光伏分別按20%、15%配置。二是對于已投產(chǎn)的新能源項目，結(jié)合項目實際運營情況、補貼強度及補貼資金落實情況、所在區(qū)域電網(wǎng)運行要求等，評估后確定增加配置儲能的可行性及容量配比。
（二）加快構建政策機制與市場環(huán)境，支持儲能發(fā)展
建議加快明確儲能應有的主體地位和市場準入條件，探索獨立儲能電站參與新能源消納以及輔助服務市場的運營模式。充分挖掘儲能多重價值，比如參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務，獲得輔助服務補償；減少棄風、棄光電力，增加電費收入；減少電網(wǎng)考核費用；參與電力市場交易獲得電價收益等。建議：一是加快全區(qū)電力輔助服務市場建設，研究儲能參與的服務場景（調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、斷面控制等），明確儲能參與電力市場的身份，設計合理的交易品種和價格機制，合理疏導建設成本，提高儲能設施利用效率。二是探索超合理利用小時數(shù)以外的新能源電量參與市場化交易的機制。市場化交易價格與基準電價之間的差額作為支持儲能建設發(fā)展的補助資金，研究確定合理的補償方式。三是加快推進電力現(xiàn)貨市場建設，逐步引導儲能系統(tǒng)參與現(xiàn)貨市場交易，構建輔助服務市場與電能量市場的銜接機制，最終實現(xiàn)兩個市場的融合，推動儲能服務共享化、市場化。
（三）完善行業(yè)標準，引導儲能健康發(fā)展
建議政府、行業(yè)協(xié)會、相關利益方聯(lián)合發(fā)力，完善儲能相關標準。一是完善儲能行業(yè)標準。儲能快速發(fā)展也帶來一些問題，例如低價競標的亂象、儲能電站的低利用率、安全問題等，亟需明確儲能設施建設相關技術要求（包括安全設計、系統(tǒng)效率、系統(tǒng)壽命等），提出儲能系統(tǒng)并網(wǎng)條件，降低項目建設運行安全風險。二是規(guī)范統(tǒng)一儲能配置標準。目前在各省出臺的儲能配置支持政策中，配置比例要求從5%到20%不等。各省政策要求雖有不同，但均未對配置比例及持續(xù)時長的制定依據(jù)進行詳細說明。亟需統(tǒng)籌考慮區(qū)域電源規(guī)劃、新能源發(fā)展情形、電力市場建設進度等因素，合理測算電力系統(tǒng)儲能需求，科學設計配置比例與時長，確保增設儲能系統(tǒng)能夠得到有效利用。
（四）積極探索共享儲能電站運行模式
在新能源匯集區(qū)內(nèi)配置獨立儲能電站，或?qū)⑿履茉磪R集區(qū)內(nèi)各儲能裝置視為一個整體，統(tǒng)一接受電網(wǎng)調(diào)度，為區(qū)域新能源電站和電網(wǎng)提供服務，使用效果要優(yōu)于單個場站分別配置調(diào)用。建議積極探索共享儲能電站運營模式，搭建共享儲能市場交易體系，通過合理的收益分攤方式與市場交易機制，推動共享儲能的規(guī)模化應用。
