經(jīng)過數(shù)年發(fā)展，我國新能源發(fā)電邁上新臺階，新能源場站配置儲能面臨新的環(huán)境，也需要進行新的認識。
文 | 時智勇
供職于國網(wǎng)能源研究院
截止到2019年底，我國風電裝機達到2.1億千瓦、光伏發(fā)電裝機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。
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)風電、光伏發(fā)電平穩(wěn)有序發(fā)展，國家能源局下發(fā)《關于2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》，要求各省根據(jù)國家可再生能源發(fā)展“十三五”相關規(guī)劃和本地區(qū)電網(wǎng)消納能力，合理安排新增核準（備案）項目規(guī)模。
目前多個省份陸續(xù)發(fā)布了2020年風電、光伏發(fā)電建設方案和申報要求，與往年不同，河南、內蒙、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。
新能源發(fā)電項目配置儲能并非首次出現(xiàn)在政府文件當中，早在2017年，青海省發(fā)改委發(fā)布的《青海省2017年度風電開發(fā)建設方案》要求，列入規(guī)劃的風電項目要按照其規(guī)模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規(guī)模達33萬千瓦。該政策發(fā)布后引起較大爭議，最終執(zhí)行也未達預期。
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儲能成本逐年下降，電力市場化改革持續(xù)推進，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，也需要進行新的認識。
認識一：“十四五”新能源發(fā)展和消納矛盾更加突出，調峰資源日趨緊張的情況下，亟需儲能等靈活性調節(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，新能源裝機占電源總裝機的23.4%，其中青海、甘肅新能源裝機占總裝機容量的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)新能源裝機占總電源裝機容量均超過了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性，高比例新能源并網(wǎng)需要大規(guī)模輸出穩(wěn)定的可調節(jié)電源進行調峰，隨著新能源發(fā)電的快速發(fā)展，電力系統(tǒng)調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比重15%和20%的目標，壯大清潔能源產(chǎn)業(yè)，保持風電、光伏裝機規(guī)模穩(wěn)定增長是“十四五”規(guī)劃的重要目標和任務。
為適應能源轉型和促進地方產(chǎn)業(yè)發(fā)展的需要，各省發(fā)展新能源的意愿依然強烈，“十四五”期間，我國新能源發(fā)電預計仍將保持“十三五”時期快速發(fā)展態(tài)勢。隨著裝機規(guī)模的擴大，各省存在很大的調峰缺口，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，在系統(tǒng)調峰資源日趨緊張甚至用盡的情況下，多個省份對儲能調峰寄予厚望。
儲能具有調峰的天然優(yōu)勢，特別是電化學儲能集快速響應、能量時移、布置靈活等特點于一體，受到高度關注，但發(fā)展初期價格偏高，僅在極個別早期并網(wǎng)的新能源場站試點運行，并未實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化應用。
認識二：政府文件并未強制規(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年青海省風電開發(fā)建設方案不同，當前各地政府文件并未強制規(guī)定新能源發(fā)電配置儲能。
河南發(fā)改委印發(fā)《關于組織開展2020年風電、光伏發(fā)電項目建設的通知》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，光伏電站儲能容量不低于5%，儲能時長在1小時以上。針對風電場，內蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風電基地及配套儲能設施建設。遼寧省發(fā)改委印發(fā)《遼寧省風電項目建設方案》，指出優(yōu)先考慮附帶儲能設施、有利于調峰的項目。湖南發(fā)改委印發(fā)《關于發(fā)布全省2020-2021年度新能源消納預警結果的通知》，指出電網(wǎng)企業(yè)要通過加強電網(wǎng)建設、優(yōu)化網(wǎng)架結構、研究儲能設施建設等措施，切實提高新能源消納送出能力，為省內新能源高比例發(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388.6MW/777.2MWh儲能設施,與風電項目同步投產(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。
認識三：光伏發(fā)電配置儲能的效益要優(yōu)于風電配置儲能，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)無風或大風天氣可能限制儲能作用的發(fā)揮。一般電化學儲能滿功率連續(xù)充放電時間在1~4小時之間，可有效應對新能源日內波動，但若出現(xiàn)長時間無風或大風等極端天氣，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，單一省份極端無風天氣最大持續(xù)時間達6天，頻次最高達3次/年，若聯(lián)網(wǎng)規(guī)?？s小至單個風力發(fā)電場，極端無風或持續(xù)大風天氣可持續(xù)數(shù)周。風電大發(fā)時通常在晚上或夜間，此時負荷較低，與風電消納匹配性較差，同時三北地區(qū)供暖季還存在“以熱定電”的另一重矛盾，火電機組調峰能力受限，因此儲能需要配置更大的容量進行調峰。
與風電相比，光伏發(fā)電可預測性更好，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，與負荷匹配度較好，只需要配置較小容量的儲能即可達到削峰填谷的作用。
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配置儲能所需容量之和。從統(tǒng)計規(guī)律上看，風光具有互補特性，各新能源場站出力的隨機性通過相互疊加能夠達到此消彼長的作用，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)濟效益要顯著好于新能源場站單獨配置儲能。新能源匯集區(qū)配置儲能可實現(xiàn)系統(tǒng)級調峰，各個新能源場站均可共享，大大提高了儲能設施利用率，同時，由于配置在升壓站外，不存在新能源補貼等計量方面的問題，交易和結算邊界清晰。
按新能源裝機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)結構，調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)本地調峰缺口和調節(jié)需要，經(jīng)測算后公開發(fā)布儲能容量需求和安裝地點，為儲能投資和應用創(chuàng)造條件。
認識四：受技術經(jīng)濟性影響，電化學儲能目前僅適合作為新能源發(fā)電調峰的補充措施
儲能技術類型眾多，可滿足毫秒至數(shù)天不同時間尺度的調節(jié)需求。調峰介于調頻與容量備用之間，調峰輔助服務市場是我國特有的市場品種，本質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)調峰對容量的需求要大于對功率的需求。
目前，各類儲能技術中，抽水蓄能仍是新能源調峰的首要選擇，主要表現(xiàn)為容量大，單個電站規(guī)?？蛇_到120~360萬千瓦，能量轉換效率75%~85%，日調節(jié)一般為5~6小時，而電化學儲能容量難以達到系統(tǒng)級調峰的規(guī)模；抽水蓄能使用壽命長，設計壽命30年，水工建筑物50年以上，而電化學儲能壽命周期多為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制。
抽水蓄能兼具調頻、調峰、調相和黑啟動等多種功能，成為電網(wǎng)安全經(jīng)濟運行的綜合調節(jié)工具。截止到2019年底，我國在運行的抽水蓄能電站將近3000萬千瓦，在建容量達到4600萬千瓦，均遠超投運的170萬千瓦電化學儲能，電化學儲能僅是系統(tǒng)調峰的補充措施。
近年來，電化學儲能價格快速下降，在部分國家已得到商業(yè)化應用，主要包括調頻和容量備用兩個領域，如美國的PJM調頻輔助服務市場、英國的快速調頻市場，英國容量市場等。
電化學儲能的優(yōu)勢在于其快速的響應特性，因此，從電力系統(tǒng)調節(jié)的時間尺度上講，更適合對功率要求較高場合，如調頻、緊急功率支撐、可靠供電等領域。對容量要求較高的調峰領域，從經(jīng)濟性講電化學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。
但電化學儲能并非完全沒有競爭力，受建設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)架結構受阻、常規(guī)調峰資源匱乏的新能源發(fā)電聚集區(qū)調峰問題，可通過配置電化學儲能，發(fā)揮其“杠桿”作用，以較少的投資替代大規(guī)模電網(wǎng)改造或調峰電源投資。
認識五：新能源平價上網(wǎng)趨勢下儲能可持續(xù)發(fā)展取決于市場機制的設計
國家發(fā)展改革委《關于完善風電上網(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、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準陸上風電指導價分別為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。
國家發(fā)展改革委《關于2020年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2020〕511號）指出，2020年納入國家財政補貼范圍的I～III類資源區(qū)新增集中式光伏電站指導價分別為每千瓦時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項目約有三分之二已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，預計光伏發(fā)電大概率與風電同步，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)濟性。
在電網(wǎng)調峰資源沒有改善的情況下，平價上網(wǎng)項目本質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)調峰和全額收購的壓力進一步提升。
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、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)不僅僅面臨調峰問題，還存在系統(tǒng)頻率快速波動、轉動慣量下降、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，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)級調峰，實現(xiàn)共享，相關費用在全網(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，《青海電力輔助服務市場運營規(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)電側儲能管理辦法》（征求意見稿）提出：電儲能設施根據(jù)電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，補償標準為0.55元每千瓦時。從兩個省的規(guī)則來看，儲能參與系統(tǒng)級調峰的價格已經(jīng)超過儲能自身的度電成本，收益是可觀的，不過也應看到，系統(tǒng)調峰通常是季節(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)快速調頻。我國調頻輔助服務市場規(guī)則以火電、水電為主要設計對象，獨立儲能電站雖然在響應速度和調節(jié)精度上具有顯著優(yōu)勢，但跟蹤調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頻需要配置較大功率和容量的電池，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，儲能快速響應特性滿足了快速調頻的需要，未來對于建立快速調頻輔助服務市場的省份，儲能與新能源聯(lián)合調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)濟學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，只有實時市場嚴格滿足現(xiàn)貨市場的定義。結合電力交易即發(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，用價格反映供需關系，目前我國八個現(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響應資源，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)。
放眼全球，新能源發(fā)電的快速發(fā)展是驅動儲能發(fā)展的主要因素，新能源與儲能的結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)模的擴大，新能源發(fā)電需承擔的系統(tǒng)平衡成本將成為項目經(jīng)濟性測算必須考慮的重要內容，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。
