中國儲能網(wǎng)訊：隨著山東省新能源裝機比例迅速增加，省外來電送入電力大幅提高，以及煤電機組供熱改造不斷提速，山東電網(wǎng)調峰形勢較為嚴峻。煤電機組日內(nèi)啟停機調峰、特殊時期棄風棄光趨于常態(tài)化，亟需增加調峰資源和豐富調峰手段來提升電網(wǎng)調節(jié)能力。山東電力工程咨詢院有限公司智慧能源事業(yè)部設計總工程師裴善鵬認為，儲能作為能源發(fā)展的新業(yè)態(tài)，既能提高低谷用電負荷，又能提高高峰供電能力，是解決當前電力運行面臨問題最為有效的措施之一。
當務之急是確定儲能需求
近十幾年來，隨著能源轉型的持續(xù)推進，作為推動可再生能源從替代能源走向主體能源的關鍵，儲能技術受到了業(yè)界的高度關注。
2021年，在相對合理的政策支持下，山東省新型儲能高速發(fā)展。2022年初，山東共建成百兆瓦級共享儲能示范電站5座，規(guī)模為50.2萬千瓦/103.2萬千瓦時，以及9兆瓦儲能調頻示范項目2座?！吧綎|省儲能裝機規(guī)模已達到76萬千瓦/152萬千瓦時以上，一年增長10倍，躍升全國前三。”裴善鵬告訴記者。他認為，分析各省資源稟賦，確定儲能需求是制定政策的第一步。
總體來看，山東省電網(wǎng)調峰主要依靠直調公用火電機組和抽水蓄能機組，其中直調公用火電機組約6000萬千瓦，供熱機組占比74%；抽水蓄能機組為220萬千瓦。裴善鵬告訴記者，在供暖季，由于直調公用機組涉及供熱的最小開機就接近4000萬千瓦，導致非供熱機組開機很少，現(xiàn)有機組運行調整能力已發(fā)揮至極致?！?021年上半年，省外來電增長15%，在將常規(guī)機組調整至保障電網(wǎng)安全運行最小方式下，仍有50天發(fā)生時段性棄電，平均每天8個小時。電網(wǎng)安全運行面臨較大壓力?！迸嵘迄i說。
從新能源消納來看，2021年以來，山東省新能源和可再生能源裝機約450萬千瓦，截至2021年底，山東電網(wǎng)已無新項目消納空間。
從靈活調節(jié)電源占比看，山東省的靈活性調節(jié)電源比例不僅大大低于歐美發(fā)達國家，甚至遠低于中國平均水平，嚴重限制了其綠色電源的進一步發(fā)展。
記者在采訪中獲悉，山東省風電、光伏裝機占比約為30%，由于風電、光伏發(fā)電具有隨機性、間歇性、波動性等特點，其30%的裝機僅貢獻了11.6%的發(fā)電量，“大裝機、小電量”特性十分突出。
山東系統(tǒng)調峰困難時段為冬、春季供熱期凌晨2時至5時、中午11時至14時，期間全網(wǎng)負荷相對較小、新能源出力相對較大。而系統(tǒng)調峰困難時段即為新能源配建儲能所需存儲時長，“根據(jù)我們多次參加相關會議得到的信息，電力調度中心的需求逐年增長，2021年要求風光配儲能2小時，2022年，調度建議風電配建電化學儲能的時長應不少于3小時，每日2充2放，可兼顧中午及夜間調峰需求。光伏配建電化學儲能的時長應不少于3小時，每日1充1放，可滿足調峰需求。這反映了隨著新能源主體地位的提升，電力系統(tǒng)對儲能時間的需求越來越長。”裴善鵬指出。
山東省在“十四五”電力規(guī)劃中對電力系統(tǒng)調節(jié)能力提升進行了專題研究，將儲能與煤電靈活性改造、燃氣輪機、需求側管理、核電調峰、外電入魯調峰等措施共同放到電力系統(tǒng)調節(jié)能力提升的大背景下去研究，回答了山東需要多少儲能、需要什么樣的儲能、在哪里需要儲能等問題，提出了“十四五”末建成400萬千瓦抽水蓄能、450萬千瓦新型儲能的目標。
獨立儲能電站開始參與
電力現(xiàn)貨市場交易
2022年2月25日，國家電投海陽、華電滕州新源、三峽新能源(慶云)3座獨立儲能電站在山東電力交易平臺完成市場注冊，成為全國首批進入電力現(xiàn)貨市場運行的獨立儲能電站。華能黃臺獨立儲能電站、國網(wǎng)綜能萊蕪獨立儲能電站隨后進入電力現(xiàn)貨市場。自此，“獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場交易”的序幕正式拉開，為我國獨立儲能電站開拓了新的運行模式。
裴善鵬認為，電力現(xiàn)貨市場是新型電力系統(tǒng)建設的重要內(nèi)容，不僅可以通過市場手段調節(jié)電力系統(tǒng)供需平衡，還可為儲能行業(yè)發(fā)展探索一套全新的商業(yè)模式，助力儲能釋放綜合應用價值。“在電力現(xiàn)貨市場交易中，獨立儲能電站可通過電價波動，賺取電力現(xiàn)貨市場交易發(fā)電側的峰谷價差、收取新能源租賃費和現(xiàn)貨市場發(fā)電側容量電費。”裴善鵬進一步指出，“在未參與電力現(xiàn)貨市場之前，獨立儲能電站買電平均電價高于賣電平均電價，儲能企業(yè)充放電是虧損的。而參與電力現(xiàn)貨市場后，現(xiàn)貨市場發(fā)電側平均峰谷電價差可達0.42元。目前充電還需要繳納輸配電價和基金附加，度電扣除近0.2元，100兆瓦/200兆瓦時獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨交易市場一年仍可賺取近千萬元。并且，山東電力現(xiàn)貨市場實施容量電費機制，可控可調發(fā)電電源如煤電，每年每千瓦獲取的容量電費在300元左右。相關機構已經(jīng)明確儲能可以獲取容量電價，但比例尚未確定?！?
從儲能參與現(xiàn)貨市場的方式來看，獨立儲能按自愿原則參與現(xiàn)貨市場，采用自調度模式，在日前自行申報運行日96點曲線，作為運行日安排電力運行的邊界條件并優(yōu)先出清，按照市場出清價格進行結算。儲能電站根據(jù)電網(wǎng)負荷預測、供熱計劃、新能源預測來判斷運行日的市場電價走勢，申報運行日的充放電計劃，如在晚低谷和午低谷充電，在早高峰和晚高峰放電?！半y點是充電電價的收取，按現(xiàn)有規(guī)則作為用戶儲能電站需要繳納‘節(jié)點電價+基金附加+輸配電價’，建議改為只支付節(jié)點電價模式。因為儲能放電的時候，電網(wǎng)公司又把電賣給用戶，還要收取基金附加和輸配電價，相當于每度電收了兩次，不合理。況且國家對抽水蓄能有專門的充電電價，對儲能也應該會出臺充電電價政策?！迸嵘迄i認為。
從新能源租賃費用來看，目前新能源租賃儲能形式與輔助服務市場條件相同。新能源租賃儲能只是租了入網(wǎng)資格，并不能獲取儲能參與現(xiàn)貨市場的收益。
從容量補償電價方面看，山東省是全國首個執(zhí)行容量補償電價的省份。容量補充電價機制為保證電力系統(tǒng)長期容量的充裕性，在用戶側每月按照實際用電量收取0.0991元/千瓦時補償電費，按高峰時段發(fā)電情況補償給發(fā)電企業(yè)?！皟δ芫哂姓撾p向調節(jié)功能，如果按照高峰時段發(fā)電補充原則，則儲能需要進行精準負荷預測，甚至預留容量在規(guī)定的高峰時段發(fā)電，以獲取容量補償?！迸嵘迄i指出。
獨立儲能電站盈利模式
在山東的演變
裴善鵬告訴記者，山東省儲能政策的發(fā)展經(jīng)歷了從輔助服務市場到電力現(xiàn)貨市場的轉變。2021年首批50萬千瓦示范項目儲能建設啟動的時候，設計的主要政策還是基于電力輔助服務市場。一是風電、光伏項目按比例要求配建或租賃儲能示范項目的，優(yōu)先并網(wǎng)、優(yōu)先消納；二是示范項目參與電力輔助服務報量不報價，在火電機組調峰運行至50%以下時優(yōu)先調用，按照200元/兆瓦時給予補償；三是示范項目充放電量損耗部分按工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行，結合存量煤電建設的示范項目，損耗部分參照廠用電管理，但統(tǒng)計上不計入廠用電；四是示范項目參與電網(wǎng)調峰，累計每充電1小時給予1.6小時的調峰獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃。聯(lián)合火電機組參與調頻時，Kpd≥3.2的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃，Kpd值每提高0.1增加5萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃；五是示范項目的調峰調頻優(yōu)先發(fā)電量計劃按月度兌現(xiàn)，可參與發(fā)電權交易。
然而，項目建成時間為2021年底，此時山東電力市場環(huán)境已經(jīng)發(fā)生了重大變化。2021年12月1日，山東正式啟動電力現(xiàn)貨市場，原儲能政策設計的調峰輔助服務、優(yōu)先發(fā)電量計劃盈利基礎均已不復存在?！半娏κ袌鱿嚓P政策和儲能運營環(huán)境發(fā)生較大變化，應適時調整?！迸嵘迄i補充道，“山東省能源局在2020年就進行了儲能參與電力現(xiàn)貨市場的理論研究，在政策設計上早有預案。因此，2022年3月，4個示范項目按照2020年的現(xiàn)貨儲能理論設計直接進入了電力現(xiàn)貨市場運行，僅剩下一些細節(jié)問題需要明確。事實證明，提前進行理論研究是很有必要的。目前，我國寧夏、新疆、陜西的獨立儲能政策還處于電力輔助服務階段，山東、浙江的獨立儲能政策已經(jīng)進入電力現(xiàn)貨市場。”
充分發(fā)揮山東作為儲能市場的天然優(yōu)勢
根據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模46.1吉瓦，占全球市場總規(guī)模的22%，同比增長30%。其中，抽水蓄能累計裝機規(guī)模最大，為39.8吉瓦，同比增長25%，所占比重與去年同期相比再次下降，下降了3個百分點；市場增量主要來自新型儲能，累計裝機規(guī)模達到5729.7兆瓦，同比增長75%。
2021年，中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破10吉瓦，達到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8吉瓦，同比增長437%；新型儲能新增規(guī)模首次突破2吉瓦，達到 2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓縮空氣均有百兆瓦級項目并網(wǎng)運行，特別是后者，在2021年實現(xiàn)了跨越式增長，新增投運規(guī)模170兆瓦，接近2020年底累計裝機規(guī)模的15倍。
就新型儲能區(qū)域分布來看，2021年新增項目分布在全國30多個省市，山東依托“共享儲能”創(chuàng)新模式引領2021年全國儲能市場發(fā)展；江蘇、廣東延續(xù)用戶側儲能先發(fā)優(yōu)勢，再疊加江蘇二期網(wǎng)側儲能項目的投運，以及廣東的輔助服務項目，繼續(xù)保持著領先優(yōu)勢；內(nèi)蒙古因烏蘭察布電網(wǎng)友好，綠色電站示范等新能源配儲能項目首次進入全國儲能市場前五之列。
記者在采訪中發(fā)現(xiàn)，山東省基礎工業(yè)、化工工業(yè)、機械加工工業(yè)、原料制造業(yè)發(fā)達，加上能源主管部門和智庫專家對儲能和電力市場有相當深的了解，政府服務水平上佳，企業(yè)投資意愿高漲，可以說，其本身就是個巨大的儲能市場。短板則在于省內(nèi)領軍企業(yè)太少、產(chǎn)品附加值低、研發(fā)較落后，以及現(xiàn)貨市場發(fā)展的不確定性和儲能產(chǎn)業(yè)面臨外省龍頭企業(yè)的競爭。
裴善鵬告訴記者，從技術路徑看，山東省的儲能產(chǎn)業(yè)應優(yōu)先發(fā)展大容量、長時間、低成本的調峰儲能；重點發(fā)展能量型鋰電池、壓縮空氣、液流電池等技術，攻關一批固態(tài)鋰電池、熔鹽儲熱等新興技術；從產(chǎn)業(yè)路徑看，打造山東儲能知名品牌，促進新型鋰電、液流電池、高溫儲熱、儲能集成企業(yè)落戶山東，利用好山東較為發(fā)達的工業(yè)條件；從商業(yè)模式上看，儲能無論是在發(fā)電側、電網(wǎng)側還是用戶側，本質上都是為電網(wǎng)調節(jié)服務，應根據(jù)現(xiàn)有政策框架設計不同的盈利方式。
加快完善儲能參與電力市場的機制
“十四五”是加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、推動實現(xiàn)碳達峰目標的關鍵時期，《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提出了加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發(fā)展機制。新能源的大規(guī)模并網(wǎng)帶來不同時間尺度的電力供需平衡問題，新型儲能可以促進新能源大規(guī)模、高質量發(fā)展，助力實現(xiàn)“雙碳”目標，并作為能源革命核心技術和戰(zhàn)略必爭高地，有望形成一個技術含量高、增長潛力大的全新產(chǎn)業(yè)，成為新的經(jīng)濟增長點。
電力儲能經(jīng)過十幾年的發(fā)展，已經(jīng)從實驗室發(fā)展到商業(yè)化初期，現(xiàn)在逐漸從商業(yè)化初期向規(guī)?；^渡。這個階段有以下幾個特征：在技術發(fā)展方面，某些儲能裝置的性價比已經(jīng)到推廣應用階段了。十多年前，電力系統(tǒng)需要的儲能有三個要素，長壽命、低成本、高安全，現(xiàn)在長壽命和低成本基本已實現(xiàn)，但是高安全還有“最后一公里”。在研發(fā)方面，我國幾乎所有儲能技術都有涉及。在應用方面，在電源、電網(wǎng)、用戶側各種應用也都嘗試過。在商業(yè)模式上，確實存在短板，需要很長時間探索，世界其他國家都存在同樣的問題。
裴善鵬認為，下一步要加快完善儲能參與電力市場機制，完善儲能參與電力輔助服務市場的細則，建立電力現(xiàn)貨市場下的儲能價格形成機制。規(guī)范交易品種、明確價格機制、激發(fā)市場活力、提高儲能項目收益水平。推動儲能在電力現(xiàn)貨市場發(fā)揮作用，鼓勵“共享儲能”等商業(yè)模式創(chuàng)新。盈利模式是儲能發(fā)展的根本動力，只有解決市場化規(guī)則問題，儲能應用才能健康發(fā)展。
裴善鵬指出，作為全國儲能行業(yè)發(fā)展的排頭兵之一，山東儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向，一是依托示范項目摸索現(xiàn)貨儲能規(guī)則。調研企業(yè)運行情況，合理設定各個參數(shù)，固化合適的規(guī)則，修正不正確的規(guī)則；二是培育新興儲能技術和應用。壓縮空氣儲能、熱熔鹽儲熱配合火電機組實現(xiàn)熱電解耦和高品位工業(yè)蒸汽存儲、工商業(yè)暖通負荷儲熱蓄冷平抑用電曲線，固態(tài)電池、鋁離子電池技術等新興技術通過示范項目推廣應用；三是探索儲能消防驗收流程和標準。開展儲能消防驗收導則和相關流程的編制，確定驗收范圍，初步確定消防預警、消防報警、防止蔓延三層框架；四是加快儲能支撐服務體系建設。完成新型儲能設計、驗收兩項地方標準，立項新型儲能檢測、涉網(wǎng)等標準，加強儲能檢測力量，依托電力交易平臺建立租賃機制。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年05期，作者系本刊記者
