摘要：作為清潔的可再生發(fā)電資源，光伏和風(fēng)電的裝機在經(jīng)歷著快速的發(fā)展的同時，也面臨著棄風(fēng)、棄光和可再生能源并網(wǎng)消納困難等一系列問題。經(jīng)過十多年的研發(fā)和示范應(yīng)用，儲能已經(jīng)被認(rèn)為是解決這些問題的關(guān)鍵技術(shù)。本文主要論述了儲能在電力調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域的應(yīng)用現(xiàn)狀以及發(fā)展前景，并建議通過出臺支持政策和建立合理的市場機制，使得儲能在電力調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域大有可為。
KeyWords
Renewable integration、Energy storage、Grid peak shaving and frenquenceyre regulationPrice、mechanisimPolicy and subsidy
關(guān)鍵詞
可再生能源消納、儲能技術(shù)、電力調(diào)峰調(diào)頻、價格機制、政策補貼
引言
2010年以來，儲能技術(shù)開啟了在電力系統(tǒng)的示范應(yīng)用，張北風(fēng)光儲輸一體化項目、龍源法庫臥牛石風(fēng)電場儲能電站項目、深圳寶清電站、東福山海島儲能項目等都備受矚目。經(jīng)過5年多的技術(shù)和應(yīng)用驗證，技術(shù)成熟度和應(yīng)用效果得到了廣泛的認(rèn)同，儲能的行業(yè)認(rèn)知度也逐步提高。但儲能的發(fā)展從來不能孤立存在，而是要與市場需求緊密相關(guān)。
進入“十三五”以來，我國正在形成一個能源發(fā)展的新格局，深入推進能源革命、加速能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、提高能源利用效率都已經(jīng)成為新時代的新任務(wù)。電力是我國能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型的重點，2015年3月開始的新一輪電力體制改革的主要工作集中在推動大規(guī)?？稍偕茉聪{和售電改革等方面。在新的電力市場發(fā)展環(huán)境下，作為重要的調(diào)峰調(diào)頻資源，儲能技術(shù)將在加強電力調(diào)節(jié)能力、增強電網(wǎng)的靈活性以及促進集中式和分布式可再生能源并網(wǎng)消納等發(fā)面發(fā)揮重要作用。本文將對儲能在電力調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)中的應(yīng)用價值和應(yīng)用前景進行重點分析探討。
1 儲能參與電力調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)可以增強電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力促進可再生能源消納
1.1 風(fēng)電和光伏的快速發(fā)展給并網(wǎng)消納造成了困難
以風(fēng)電和太陽能光伏為主的可再生能源發(fā)展是我國能源發(fā)展的重點之一。在今年9月13日舉辦的《可再生能源法》實施十周年座談會上，國家能源局新能源與可再生能源司司長朱明提出了已經(jīng)初步確立的“十三五”時期的可再生能源發(fā)展目標(biāo)，到2020年，力爭光伏發(fā)電達(dá)到1.5億千瓦(150GW)，光熱發(fā)電達(dá)到500萬千瓦(50GW)，風(fēng)電達(dá)到2.5億千瓦(250GW);可再生能源電源在2020年的發(fā)電裝機比例將超過20%。
快速增加的可再生能源裝機量為我國電力行業(yè)的發(fā)展帶來了一近一遠(yuǎn)兩個問題，即現(xiàn)階段的高比例棄風(fēng)棄光問題和未來電網(wǎng)對大比例可再生能源并網(wǎng)消納的調(diào)節(jié)問題。2015年，雖然我國的風(fēng)電和光伏發(fā)電總量占總發(fā)電量的比例只有4%左右，但多個地區(qū)已面臨非常嚴(yán)峻的可再生能源發(fā)電消納問題，棄風(fēng)、棄光問題突出，造成了巨大的損失和負(fù)面影響;據(jù)統(tǒng)計截止到2016年前六個月，我國棄風(fēng)率達(dá)到21%;局部地區(qū)棄風(fēng)棄光更加嚴(yán)重，以甘肅為例，2015年，棄風(fēng)率39%，棄光率31%。
我國是用電大國，電力裝機容量在2013年超越美國成為全球第一大國(當(dāng)年電力裝機容量為12.47億千瓦[1];風(fēng)電和光伏的裝機規(guī)模也位列全球首位(截止2015年底，風(fēng)電和光伏裝機分別為12830萬千瓦和4158萬千瓦)[2]。就電源結(jié)構(gòu)而言，火電不僅是我國最主要的發(fā)電電源(2015年底發(fā)電占比63.2%);而且在抽水蓄能、燃?xì)怆娬镜日{(diào)峰電源比例較低的現(xiàn)狀下，火電還要承擔(dān)起電力調(diào)峰調(diào)頻的任務(wù);此外在供暖期火電還要兼顧供熱任務(wù)?；痣姷亩嘀亟巧蛊潆y以發(fā)揮調(diào)峰作用。隨著電源結(jié)構(gòu)調(diào)整，可再生能源發(fā)電比例持續(xù)增高，必然導(dǎo)致“三北”地區(qū)供暖季調(diào)峰資源匱乏，繼而給大規(guī)?？稍偕茉吹牟⒕W(wǎng)消納造成一定困難。
表1我國2012-2016上半年棄風(fēng)電量與棄風(fēng)率統(tǒng)計
圖1 2015和2020年發(fā)電電源結(jié)構(gòu)構(gòu)成[3]
注：此圖中2015年光伏和風(fēng)電裝機量為并網(wǎng)裝機量。
1.2 我國現(xiàn)有的調(diào)峰調(diào)頻資源有限，儲能的參與成為熱點
2006年11月，原國家電監(jiān)會印發(fā)了《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，隨后，在此《辦法》規(guī)定下，東北、西北、華北、華中、華東以及南方電監(jiān)局相繼出臺各區(qū)域《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理細(xì)則》以及《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理細(xì)則》(以下簡稱《兩個細(xì)則》)，中國的電力輔助服務(wù)市場開啟，調(diào)峰是其中重要的一項服務(wù)?！秲蓚€細(xì)則》對我國輔助服務(wù)市場的發(fā)展有很大的推動作用。
近幾年，隨著能源結(jié)構(gòu)調(diào)整、風(fēng)力和光伏發(fā)電并網(wǎng)量的迅速增加，我國電力調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)面臨幾個問題，包括：電網(wǎng)峰谷差擴大，系統(tǒng)調(diào)峰容量不足;大型火電機組的頻繁啟停造成資源浪費，磨損大、煤耗高、不安全、不經(jīng)濟;抽水蓄能電站的總裝機量不足(抽蓄裝機容量僅為全部裝機容量的1.5%，而此數(shù)據(jù)在日本為10%);需求側(cè)管理錯峰用電方式不夠普及等[4]。未來高效、智能電網(wǎng)的發(fā)展要求建設(shè)大量分布式和可再生能源接入電網(wǎng)，而電網(wǎng)接收消納可再生能源的能力很大程度上取決于電力系統(tǒng)整體結(jié)構(gòu)，特別是調(diào)峰能力。
2014年中國能建集團廣東省電力設(shè)計研究院進行了一項研究，研究對南方電網(wǎng)2020年調(diào)峰調(diào)頻電源需求進行建模預(yù)測，得出的結(jié)論為，系統(tǒng)需要的調(diào)峰調(diào)頻容量為114506MW?？紤]到未來小容量的火電機組逐漸關(guān)停，火電機組按45%的調(diào)峰深度計算時，全網(wǎng)火電機組提供的調(diào)峰容量為69075MW，系統(tǒng)在最大峰谷差值條件下，需要新增調(diào)峰調(diào)頻電源容量為45431MW，在考慮風(fēng)電等可再生能源的反調(diào)峰特性時，需要新增調(diào)峰調(diào)頻電源容量為53411MW，而2020年抽水蓄能電站提供的調(diào)峰調(diào)頻容量為24800MW，缺口依然很大[5]。在此情況下，新型規(guī)模化儲能技術(shù)的調(diào)峰調(diào)頻模式和可再生能源與儲能聯(lián)合調(diào)峰調(diào)頻技術(shù)模式在研究中被提出。其實，近一兩年來，儲能參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)已經(jīng)成為大家廣泛關(guān)注的一個熱點。
2 儲能成本不斷下降，更多應(yīng)用價值有待實現(xiàn)，期待新的市場機制
2.1 儲能成本是衡量其是否可能參與調(diào)峰調(diào)頻的重要因素
從2011年張北風(fēng)光儲輸一體化項目開始，儲能電站在大規(guī)模可再生能源調(diào)峰調(diào)頻方面的技術(shù)性能和應(yīng)用效果逐步被驗證，但儲能的成本是否可以使其成為調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)的參與者一直是大家爭論的主要內(nèi)容。
2012年，由東北電力大學(xué)、遼寧電力公司和中國電科院共同進行了一項名為“用于松弛調(diào)峰瓶頸的儲能系統(tǒng)容量配置方法”的研究，結(jié)果顯示，通過對某省電網(wǎng)風(fēng)電接入對電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差的影響的分析，全年風(fēng)電正調(diào)峰發(fā)生概率為25.3%，反調(diào)峰發(fā)生概率為74.7%，風(fēng)電反調(diào)峰效應(yīng)明顯;對于給定的電網(wǎng)負(fù)荷特性、風(fēng)電出力特性，當(dāng)儲能系統(tǒng)容量價格為$900 /kWh，運行年限為10年時，儲能系統(tǒng)最優(yōu)配置容量為13.46 MWh，負(fù)荷低谷時段風(fēng)電接納容量可增加39.1 MW，約占風(fēng)電總裝機的1.9%，減小的電網(wǎng)峰谷差為最大負(fù)荷的0.42%，儲能系統(tǒng)松弛電網(wǎng)調(diào)峰瓶頸效果不明顯;而當(dāng)儲能價格降低至$208/kWh，則儲能系統(tǒng)的最優(yōu)配置容量為4355.2MWh，負(fù)荷低谷時段風(fēng)電接納容量可增加1300MW，約占風(fēng)電總裝機的64%，減小的電網(wǎng)峰谷差為最大負(fù)荷的11.23%，儲能系統(tǒng)松弛電網(wǎng)調(diào)峰瓶頸作用明顯，多接納風(fēng)電效益顯著[6]。
2.2 儲能成本不斷降低，短期實現(xiàn)更多價值成為發(fā)展重點
通過中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)2015年和2016年上半年對主流儲能技術(shù)成本的統(tǒng)計和分析，儲能的投資成本與2013年相比有大幅下降，鋰離子電池(以磷酸鐵鋰為例)的系統(tǒng)成本最低值已經(jīng)降低到300美元/kWh，預(yù)計到2020年，還將下降50%，最低達(dá)到150美元/kWh(按2016年9月兌換率計算)。到2020年，其他技術(shù)的投資成本也有很大下降空間，其中鉛蓄電池將下降48%，全釩液流電池將下降23%，超臨界壓縮空氣將下降44%。
表2 儲能主要性能指標(biāo)與投資成本表
注：鋰離子電池為1小時磷酸鐵鋰電池系統(tǒng);鉛炭電池為1小時系統(tǒng);全釩液流電池為5小時系統(tǒng);超臨界壓縮空氣為4小時系統(tǒng)。此處投資成本為系統(tǒng)成本，含電池管理系統(tǒng)。
圖2 成本下降趨勢圖
儲能技術(shù)投資成本的下降，為其最終有效地通過“削峰填谷”助力可再生能源的消納創(chuàng)造了條件。同時，我們也發(fā)現(xiàn)，一套系統(tǒng)多重應(yīng)用也是儲能系統(tǒng)創(chuàng)造更多經(jīng)濟效益的有效方法。因此，與單純的判斷儲能的投資成本是否具有經(jīng)濟性相比，這些電站是否具備參與調(diào)峰調(diào)頻的權(quán)利、如何實現(xiàn)新的收益和價值更成為了現(xiàn)階段推動儲能實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用的最大動力。
3 政策出臺，為儲能參與調(diào)峰調(diào)頻奠定基礎(chǔ)
3.1 《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》出臺
2016年6月國家能源局正式出臺的《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》(以下簡稱《通知》)正如一縷春風(fēng)，吹開了儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)市場的大門。根據(jù)《通知》的相關(guān)規(guī)定，我國將逐步建立電儲能參與的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)共享新機制，充分發(fā)揮電儲能技術(shù)在電力調(diào)峰調(diào)頻方面的優(yōu)勢，電力儲能系統(tǒng)在獲得參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)身份的同時，也能夠按應(yīng)用效果獲得應(yīng)有的收益。
《通知》呈現(xiàn)出以下幾個突出的特點，一是選擇系統(tǒng)調(diào)峰壓力大、調(diào)峰調(diào)頻標(biāo)準(zhǔn)高、輔助服務(wù)補償機制較靈活的“三北”地區(qū)作為試點區(qū)域。二是明確了電儲能作為獨立的電力市場主體的地位，成為獨立的輔助服務(wù)提供主體，并收取相關(guān)服務(wù)費用。三是試點的范圍廣，投資主體多元化，儲能系統(tǒng)既可以安裝在發(fā)電側(cè)的風(fēng)電場、光伏電站和火電廠等，也可以在用戶側(cè)的小區(qū)、樓宇、工商企業(yè)等地;既可以與其他發(fā)電機組聯(lián)合，也可以獨立提供服務(wù);而且發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、電儲能企業(yè)均可以投資建設(shè)儲能設(shè)施。四是提出了電儲能設(shè)施充放電價格機制以及參與門檻，既對儲能系統(tǒng)提出了要求和約束，也為其實現(xiàn)經(jīng)濟運行創(chuàng)造了條件。最后一點是提出了切實可行的保障措施，對電網(wǎng)企業(yè)、調(diào)度機構(gòu)、儲能業(yè)主單位和政府部門都提出了要求，為項目落實實施提供了保障支持。
3.2 政策推動下，儲能參與調(diào)峰調(diào)頻項目正在規(guī)劃和部署中
政策出臺后反響強烈，整個產(chǎn)業(yè)對未來儲能的發(fā)展充滿了信心。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)最新預(yù)測，按常規(guī)場景，到2020年全國儲能技術(shù)的累計裝機量將達(dá)到14.5GW(含儲熱，不含抽水蓄能);按理想場景，到2020年全國儲能技術(shù)的累計裝機量將達(dá)到24.2GW(含儲熱，不含抽水蓄能)[7]。
最近一段時間，在市場需求和政策的雙重推動下，與調(diào)峰調(diào)頻、促進大規(guī)?？稍偕茉聪{相關(guān)的一系列大規(guī)模儲能系統(tǒng)正在規(guī)劃和部署當(dāng)中，一些調(diào)峰調(diào)頻儲能電站建設(shè)運行的新模式也在探討中。代表性項目如下：
(1)大連國家級大型化學(xué)儲能示范項目。2016年4月，國家能源局首次批準(zhǔn)建設(shè)國家級大型化學(xué)儲能示范項目，項目建設(shè)規(guī)模為20萬千瓦/80萬千瓦時(200MW/800MWh)，將分兩期規(guī)劃建設(shè)。國家能源局曾組織國家級電力系統(tǒng)研究機構(gòu)對區(qū)域大型電池儲能電站項目的技術(shù)方案和工程方案進行了論證，認(rèn)為在大連建設(shè)大規(guī)模儲能調(diào)峰電站對提高區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰能力、提高大連南部地區(qū)供電可靠性、促進電池儲能技術(shù)的發(fā)展具有積極促進作用。
(2)二連浩特微網(wǎng)群示范項目。根據(jù)國家能源局的批復(fù)和內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委的通知，二連浩特將開展微網(wǎng)群項目，項目分為7個集群，建設(shè)規(guī)模為2.535GW的新能源發(fā)電裝機和160MW的儲能，建設(shè)期為2年。國家能源局要求按照“供需基本平衡、多余電力上網(wǎng)、主網(wǎng)補充調(diào)節(jié)”的原則，探索大規(guī)?？稍偕茉吹牡膭?chuàng)新利用方式及發(fā)展模式，所發(fā)電量要確保就地消納，以此提高可再生能源發(fā)展規(guī)模及利用水平，驗證儲能對于項目安全、穩(wěn)定、高效運行的關(guān)鍵性作用。
3.3 儲能參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)新模式的探討 2016年7月，由中國電科院、比亞迪、中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟及中國化工學(xué)會儲能專委會聯(lián)合舉辦了“大規(guī)模儲能配合新能源發(fā)電專題研討會”。會上大家共同認(rèn)為，中國儲能在可再生能源發(fā)電應(yīng)用中面臨的最主要問題是缺乏盈利模式，導(dǎo)致儲能電站運營存在困難。
理論上，儲能可以實現(xiàn)改善風(fēng)電質(zhì)量、減輕電網(wǎng)壓力、參與電力市場提供輔助服務(wù)等多重應(yīng)用價值，但由于目前尚沒有明確的參與機制與結(jié)算方式，由此導(dǎo)致儲能價值難以正確衡量，并獲得相應(yīng)回報。另一方面，現(xiàn)階段安裝在風(fēng)光基地的儲能系統(tǒng)，由風(fēng)光電站負(fù)責(zé)運營，因此電網(wǎng)不能從全局最優(yōu)化的角度調(diào)度儲能資源，儲能可實現(xiàn)的功能大打折扣;由此導(dǎo)致儲能系統(tǒng)與風(fēng)光電站捆綁運營時，還需區(qū)分風(fēng)光電站和電網(wǎng)的收益才能正確結(jié)算，因此對最后付費機制的設(shè)定，也造成了一定的困難。
為了解決以上難題，比亞迪提出了在集中式風(fēng)光電站區(qū)域建設(shè)獨立電池儲能電站的構(gòu)想，希望通過協(xié)調(diào)區(qū)域內(nèi)風(fēng)光電站和儲能電站的運行，在目前成本水平下，最大程度上發(fā)揮儲能電站的價值，幫助解決可再生新能源消納難題。獨立儲能電站具有以下優(yōu)點：
(1)獨立型儲能電站可由電網(wǎng)直接調(diào)度，類似于小型抽水蓄能電站，為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、跟蹤計劃發(fā)電、平滑風(fēng)電出力等多種服務(wù)。
(2)儲能電站獨立運營，其調(diào)節(jié)電量容易統(tǒng)計，服務(wù)的種類及計量也相對容易，因此會一定程度上簡化儲能電站的運營難度。
(3)獨立儲能電站與發(fā)電設(shè)備徹底分開，在投資界面上，主體清晰明確，在進行投資評估時，投資評估的難度也會相應(yīng)降低。
(4)與發(fā)電設(shè)備分開，更容易明晰儲能本身的價值，政策和補貼的針對性更強。
4 對儲能發(fā)展政策支持的進一步思考
發(fā)電側(cè)大型儲能電站具有規(guī)模大、設(shè)備單位成本低，土地建設(shè)投入少、電網(wǎng)配套投資低等優(yōu)勢，對快速、大范圍的解決各地調(diào)峰調(diào)頻資源不足問題現(xiàn)實意義大，能夠在中短期內(nèi)促進可再生能源消納，緩解日益突出的棄風(fēng)、棄光問題，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平。
此外，研究建設(shè)獨立的儲能裝置作為電力系統(tǒng)的常規(guī)可控設(shè)備參與調(diào)度運行，能夠挖掘電儲能更廣的應(yīng)用途徑和更穩(wěn)定的運營方式。儲能系統(tǒng)在不同的位置、環(huán)節(jié)、時期的作用不同，是可以優(yōu)化協(xié)調(diào)協(xié)同發(fā)展的，因此應(yīng)該開展發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用的統(tǒng)籌發(fā)展機制研究，為將來出臺儲能規(guī)劃和其他政策提供依據(jù)和支撐。具體來講，進一步支持儲能參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)的有關(guān)政策思考包括：
(1)明確參與調(diào)峰調(diào)頻儲能電站建設(shè)的補貼或計費方式。避免只考慮一次性建設(shè)補貼，建議按服務(wù)效果設(shè)立明確的儲能調(diào)峰調(diào)頻價格機制。
(2)制定更嚴(yán)格的風(fēng)電、光伏并網(wǎng)規(guī)則，提高風(fēng)電、光伏的電能質(zhì)量的同時，突出儲能應(yīng)用價值。
(3)儲能建設(shè)的投資方應(yīng)向獨立于電網(wǎng)的第三方轉(zhuǎn)移，而電網(wǎng)將主要承擔(dān)為儲能設(shè)施接入電網(wǎng)提供服務(wù)、計量與結(jié)算、協(xié)助建立輔助服務(wù)市場等責(zé)任。
(4)制訂儲能電站運行安全、施工安全監(jiān)督管理辦法等政策，明確儲能電站、電網(wǎng)的運行安全責(zé)任，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
經(jīng)過十多年的發(fā)展，儲能已經(jīng)從技術(shù)研發(fā)、示范應(yīng)用走向了大規(guī)模、商業(yè)化發(fā)展的道路。儲能的發(fā)展不僅契合了我國低碳綠色能源戰(zhàn)略的宗旨、順應(yīng)了高效智能電力系統(tǒng)發(fā)展的主題，也是未來能源互聯(lián)網(wǎng)建設(shè)發(fā)展的重要環(huán)節(jié)。儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展既需要自身技術(shù)的創(chuàng)新、成本效益的優(yōu)化、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范的設(shè)立，也需要國家政策的大力支持和推動。作為推動產(chǎn)業(yè)發(fā)展的引擎，政策對于儲能產(chǎn)業(yè)參與電力系統(tǒng)的市場機制的設(shè)立、電價的核定、企業(yè)技術(shù)創(chuàng)新的激勵、應(yīng)用規(guī)模的擴大、社會資本的進入都具有至關(guān)重要的作用。
《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》的出臺，給儲能參與電網(wǎng)調(diào)度、促進可再生能源的接入打下了基礎(chǔ)，儲能從業(yè)者也熱切盼望著，隨著試點工作的進一步鋪開，可以探索出儲能參與輔助服務(wù)的多種模式、合理的結(jié)算方式，盡快實現(xiàn)儲能技術(shù)在全國范圍大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。
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