中國儲能網訊：“新能源+儲能”可有效應對風光出力波動、提升新能源利用率、增強并網安全性能，有利于保障電力安全穩(wěn)定運行、推動新能源高質量發(fā)展，是構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。據中關村儲能聯(lián)盟統(tǒng)計，2023年上半年，全國新增新型儲能項目應用于電源側的比例約42%，其中新能源配置儲能占比高達98%，仍是儲能的重要應用領域。然而，無論是儲能技術本身還是新能源配儲模式都尚處于發(fā)展過程中，隨著技術發(fā)展和實踐推進，對于新能源與儲能協(xié)同發(fā)展的認識在不斷深入，新能源配置儲能也聚焦新型電力系統(tǒng)發(fā)展趨勢和加快調整儲能利用實際問題，并出現(xiàn)一些新的變化與嘗試。
“新能源+儲能”的配置方式
更加靈活
部分地區(qū)嘗試“以儲定新”新模式
一直以來，各地都是按照新建新能源項目裝機的一定比例配置儲能規(guī)模，配置儲能成為新能源項目并網發(fā)電的必要前置條件。然而，隨著單個新能源項目的裝機容量不斷提高，按照規(guī)定比例配置的儲能規(guī)模也日益增大，配儲指標愈發(fā)難以完成。新能源配儲的主要目的是為新增的新能源項目配備必要且充足的調節(jié)能力，以保障新能源合理利用和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，其本質是保證新能源建設規(guī)模與電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力相匹配。為此，既可以“未雨綢繆”，為新能源項目配置一定規(guī)模的儲能，也可以“量入為出”，根據儲能建設情況來決定新能源的發(fā)展規(guī)模。目前，部分地區(qū)開啟“以儲定新”新模式，如湖南提出于2022年12月底前、2023年6月底前全容量并網運行的新型儲能試點項目分別按其裝機容量的1.5倍、1.3倍計算所配新能源容量；新疆提出對建設4小時以上時長儲能項目的企業(yè)，允許配建儲能規(guī)模4倍的風電、光伏發(fā)電項目?！耙詢Χㄐ隆笔切履茉磁鋬Φ囊环N新嘗試，使得配儲方式更加多樣化，有助于鼓勵各地不斷探索更科學、更適用、更有效的新能源與儲能協(xié)同發(fā)展的模式。
容量租賃成為新能源配儲新趨勢
一開始，新能源配儲多以新能源企業(yè)自建為主，但受儲能成本較高、應用場景單一等因素制約，配建儲能出現(xiàn)質量參差不齊、“建而不用”“用而不好”等諸多問題。為進一步優(yōu)化資源配置，提高儲能的綜合利用效率，2023年以來，廣東、江蘇、廣西、四川、河南、天津、浙江等地區(qū)紛紛出臺政策，明確新能源項目可通過自建、共建或租賃等方式靈活配置儲能?？紤]節(jié)約用地、規(guī)模效應、效率提升、風險防控等多方面因素，多地還鼓勵新能源項目優(yōu)先采用共建和租賃的方式配置儲能，并對租賃方式給予優(yōu)惠和支持政策。例如，廣西提出已通過容量租賃方式配置儲能的市場化并網新能源項目減免調峰輔助服務費用分攤；河南對簽訂長期租賃協(xié)議的新能源項目在同等條件下優(yōu)先納入年度風、光開發(fā)方案。同時，儲能容量租賃機制在不斷規(guī)范和完善，各地對合同簽訂、租賃周期、交易組織、配置范圍及指導價格等進一步提出要求。目前，大多數地區(qū)提倡儲能容量租賃合同覆蓋新能源項目全生命周期，參考價格為每年150～400元/千瓦時。儲能租賃模式打破了新能源配儲與獨立儲能的界限，推動獨立儲能更廣泛地應用于電源側，對于減輕新能源企業(yè)配儲負擔、提升儲能投資積極性和利用率具有重要作用。
“新能源+儲能”的應用場景
更加豐富
分布式新能源配置儲能需求旺盛
近些年，新能源發(fā)電持續(xù)快速發(fā)展，呈現(xiàn)集中式與分布式并舉的顯著特征。截至2023年6月底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到4.7億千瓦，其中分布式光伏1.98億千瓦，占比超過40%。分地區(qū)看，東部地區(qū)分布式光伏發(fā)展勢頭迅猛，裝機規(guī)模已超越集中式光伏，其中浙江分布式光伏占比接近78%，山東超過72%，江蘇超過67%。分布式光伏大規(guī)模發(fā)展會對用戶安全可靠供電、配電網穩(wěn)定運行造成一定影響，激發(fā)了通過配置儲能促進新能源就地消納利用的積極性，推動配儲需求從集中式新能源逐步拓展到分布式新能源。目前，江蘇、浙江、山東、寧夏等部分地區(qū)對分布式光伏配置儲能提出了明確要求，配儲比例大多要求占新能源裝機規(guī)模的8%～15%。隨著以工業(yè)園區(qū)、建筑屋頂、充電站等為主要應用場景的分布式光伏大量開發(fā)建設，“光伏裝機占比高、午高峰電量富余、晚高峰用電緊張”的趨勢愈發(fā)明顯。在峰谷電價激勵作用下，配置儲能不僅能夠提升光伏發(fā)電利用率、降低企業(yè)用能成本，還可以通過“余電上網”獲取一定的售電收益。在此背景下，用戶側分布式新能源配儲需求將進一步擴大，“新能源+儲能”模式逐步從電源側延伸至用戶側。
“新能源+混合儲能”加快研究應用
目前，儲能技術可以劃分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能五種類型。不同類型的儲能技術在能量密度、響應速度、循環(huán)壽命、安全性能、建設成本等方面存在較大差異，因此適用于不同的場景。為實現(xiàn)多種技術的優(yōu)勢互補，提高儲能系統(tǒng)整體經濟性和適應性，儲能技術應用正在從單一儲能向混合儲能發(fā)展。隨著新能源發(fā)電大規(guī)模接入，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行面臨調頻、調峰等諸多挑戰(zhàn)，對配置的儲能提出多種不同時間尺度的調節(jié)需求，包括短時秒級調頻、日內小時級調峰，以及跨日、跨月的長周期調節(jié)。特別是連續(xù)陰天、極熱無風等天氣時有發(fā)生，為應對新能源多日、大范圍無出力的情況，新能源電站對長時儲能的需求較為迫切。為滿足儲能不同的應用場景，目前“飛輪儲能+電化學儲能”“超級電容+電化學儲能”“壓縮空氣+電化學儲能”等多種組合形式的混合儲能系統(tǒng)正在加快研發(fā)示范。2023年6月，“飛輪儲能+鋰電混合儲能”新能源場站調頻應用示范項目在內蒙古二連浩特成功并網，該項目由3臺1兆瓦級飛輪陣列協(xié)同控制與3兆瓦鋰電組成混合儲能系統(tǒng)，為99兆瓦的風電場提供調頻輔助服務支持。
“新能源+儲能”的收益模式
更加多元
探索新能源配建儲能轉為獨立儲能
當前，獨立儲能的主體地位已明確，各地逐步推動獨立儲能參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場交易。與獨立儲能相比，新能源配建儲能無法自主參與電力市場，其調用積極性和主動性明顯不足。以山東為例，2023年1～6月，獨立儲能可基本實現(xiàn)每天一充一放，利用小時數達533小時，而配建儲能利用小時數僅192小時，約為獨立儲能的1/3。獨立儲能與配建儲能在實際運行中的利用效率和營收差距得到廣泛關注，山東、四川、河南、江蘇等地區(qū)已出臺政策，明確以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。其中，山東推動新能源配建儲能轉為獨立儲能的步伐更快，已開展試點工作，并對相關技術條件、安全方案、申報評審、跟蹤驗收提出明確要求。新能源配建儲能轉為獨立儲能，能夠有效盤活存量配儲資源，促進其更好地參與電力市場和調度運用，實現(xiàn)閑置資源在更大范圍內的優(yōu)化配置與共享利用。截至2022年底，全國新能源配建儲能累計規(guī)模已達到282萬千瓦/550萬千瓦時，具有大量可轉為獨立儲能的潛在資源。
推動新能源與配建儲能聯(lián)合入市
當前，新能源配儲的激勵機制以一次性補貼、發(fā)電量補貼、優(yōu)先并網、優(yōu)先消納等行政手段為主，其盈利模式較為單一，主要依靠減少棄風棄光量、增加新能源上網電量來獲取收益。然而，當前全國新能源參與電力市場交易的規(guī)模有限，新能源配建儲能的充放電價格無法與電力市場價格聯(lián)動，快速響應風光波動、促進負荷削峰填谷的積極性不足。為充分發(fā)揮儲能調頻、調峰等多重價值，國家鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，目前，部分地區(qū)根據本地電力市場建設情況，正在積極開展相關實踐。2023年2月，山東省明確提出新能源與配建儲能聯(lián)合主體可自主參與電力中長期和現(xiàn)貨市場交易，在現(xiàn)貨市場中，新能源場站申報的配建儲能充放電曲線在滿足電網安全運行和新能源優(yōu)先消納的條件下優(yōu)先出清。2023年7月，山東島南國投海上風電的配建儲能在電力現(xiàn)貨市場完成日前申報出清，成為全國新能源與配建儲能聯(lián)合入市的首例，以市場化方式實現(xiàn)在新能源大發(fā)、電價較低時充電，在用電高峰、電價較高時放電，有效提升了配建儲能的利用水平和盈利能力。除電力中長期、現(xiàn)貨市場外，輔助服務市場也在不斷完善，為新能源配建儲能提供更多的收益渠道。例如，山西正在建立正備用輔助服務市場，提出允許具備調節(jié)能力的風電、光伏電站參與，并獲得補償收益。
優(yōu)化“新能源+儲能”的政策建議
總體來看，目前儲能技術尚不成熟、成本整體偏高、商業(yè)模式不完善，對新能源與新型儲能關系的認識有待深入，新能源配置儲能在實踐中暴露出配儲要求越來越高、利用率普遍偏低、盈利能力較差等實際問題。但因新能源固有的間歇性、波動性和隨機性，其大規(guī)模接入對電力系統(tǒng)調節(jié)能力的需求愈發(fā)迫切。從長遠來看，“新能源+儲能”仍是推動新能源高質量發(fā)展、支撐新型電力系統(tǒng)建設的重要路徑，需堅持市場導向，推動新能源與新型儲能協(xié)同發(fā)展。
一是優(yōu)化新能源與新型儲能協(xié)同發(fā)展模式。加強“新能源+儲能”模式創(chuàng)新，以滿足調節(jié)需要、促進資源共享、實現(xiàn)高效利用、降低企業(yè)成本為目標，支持存量新能源配建儲能在滿足技術條件和安全要求的前提下轉為獨立儲能，推動新增新能源項目優(yōu)先以共建共享的形式配置儲能。支持民營企業(yè)參與新型儲能電站建設，激發(fā)社會資本投資積極性。完善儲能電站容量租賃機制，規(guī)范租賃合同管理，利用不同新能源電站的時空互補性，優(yōu)化儲能共享范圍和運行機制，避免出現(xiàn)高峰時段資源擁擠、低谷時段資源閑置等現(xiàn)象。
二是完善新型儲能的市場和價格機制。堅持以市場化方式推動新能源項目自主配置新型儲能，通過合理的價格激勵提高儲能建設的積極性。一方面，加快推動新能源參與電力市場，逐步擴大新能源發(fā)電入市規(guī)模，通過偏差電量、響應速度等市場考核方式，引導新能源電站為增強自我調節(jié)性能而主動配置新型儲能。另一方面，完善新型儲能參與電力市場機制，支持新能源與配建儲能以聯(lián)合體的形式參與電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務等多種市場，增加配儲新能源企業(yè)市場決策的多樣性。同時，健全完善新型儲能的價格形成機制，研究建立容量補償機制，推動容量租賃價格以市場競爭的方式形成，探索不同類型新型儲能科學合理的容量認定方法。
三是加快新型儲能標準制定和技術攻關。堅持安全底線，加快制定新能源配儲的相關技術標準，嚴格配置儲能的質量監(jiān)管，加強儲能電站的安全管理，保障新能源與儲能電站的安全可靠運行。加快新型儲能關鍵技術、關鍵材料、關鍵設備的研發(fā)和產業(yè)布局，進一步降低新型儲能成本。推動儲能技術多元化發(fā)展，研究適應新能源大規(guī)模發(fā)展的大容量、長壽命、長時間新型儲能技術，加強混合儲能技術研究和示范應用，滿足新型電力系統(tǒng)對調節(jié)速度、時長、功率、能量的不同需求。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年12期，作者單位：中國宏觀經濟研究院能源研究所
