近期，儲能市場迎來多項利好?！蛾P(guān)于加強儲能標準化工作的實施方案》《儲能技術(shù)專業(yè)學(xué)科發(fā)展行動計劃（2020—2024年）》相繼發(fā)布，江蘇、河南、浙江等多地也出臺方案支持儲能發(fā)展。但在經(jīng)歷了2018年的爆發(fā)式增長、2019年的減速調(diào)整后，面對未來可再生能源發(fā)電接入電網(wǎng)比例的提高，儲能如何才能實現(xiàn)真正的健康發(fā)展成為業(yè)內(nèi)關(guān)注的焦點。
■寧光濤 李琳瑋 陳皓勇
核心閱讀：
“可再生能源+儲能”可大幅降低電力系統(tǒng)投資，但目前儲能大規(guī)模應(yīng)用還面臨著技術(shù)待突破、商業(yè)機制待完善等難題。建議借力電力體制改革，通過電價機制完善儲能投資回收機制和商業(yè)模式。
根據(jù)我國能源轉(zhuǎn)型工作的相關(guān)要求，電力系統(tǒng)中風、光、核等非化石能源占比將持續(xù)提高。由于核電出力調(diào)節(jié)困難，風、光等可再生能源具有間歇性特點，使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴峻，需要大量創(chuàng)新性技術(shù)支撐，廉價、環(huán)保、安全的儲能技術(shù)就是一個可行的選擇。
儲能技術(shù)包括物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、相變儲能等多種類型，目前建設(shè)規(guī)模最大的是以傳統(tǒng)抽水蓄能為代表的物理儲能。近年來，其他類型儲能技術(shù)得到了快速發(fā)展，特別是電化學(xué)儲能技術(shù)，以其響應(yīng)速度快、建設(shè)周期短、能量轉(zhuǎn)換效率高等優(yōu)勢逐步開始應(yīng)用于調(diào)峰調(diào)頻領(lǐng)域。近期，新型超級電容儲能技術(shù)取得了突破性進展。但是儲能的大規(guī)模應(yīng)用還面臨一些問題，本文主要從電化學(xué)儲能在電力系統(tǒng)中應(yīng)用的經(jīng)濟性角度進行探討。
儲能大規(guī)模應(yīng)用仍存諸多難題
儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景主要包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。
在發(fā)電側(cè)，儲能設(shè)施可以平抑出力波動，改善電能質(zhì)量；調(diào)節(jié)電站出力，減少新能源電廠的棄風棄光；參與系統(tǒng)輔助調(diào)頻等。在電網(wǎng)側(cè)，儲能設(shè)施可以減少系統(tǒng)峰谷差，改善負荷曲線，減少部分峰荷機組和輸變電工程的建設(shè)；參與系統(tǒng)調(diào)頻；作為黑啟動電源和重要負荷的保安電源等。在用戶側(cè)，儲能設(shè)施可以利用峰谷電價差降低電度電費；減少供電負荷峰值，降低容量電費；為自身敏感設(shè)備提供備用電源等。
但儲能技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用還面臨多個問題。一方面，電化學(xué)儲能技術(shù)本身還存在成本、安全和環(huán)保問題，需要不斷突破和完善。另一方面，儲能設(shè)施的投資回收機制還不明朗，商業(yè)模式尚不完善。
目前，一些省區(qū)的調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)市場已逐步開啟，儲能項目通過參與系統(tǒng)調(diào)頻服務(wù)獲利的可能性增大，但是調(diào)峰輔助服務(wù)的相關(guān)政策更多是從發(fā)電廠個體出發(fā)，缺乏對電力系統(tǒng)整體經(jīng)濟性的考慮，同時《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確了儲能投資不得計入電網(wǎng)輸配電定價成本，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展也受到制約，因此儲能的發(fā)展還需要相應(yīng)政策的進一步支持和電價機制引導(dǎo)。
分布式儲能可提升電力系統(tǒng)經(jīng)濟性
從全社會的角度出發(fā)，建設(shè)大規(guī)模接至10kV及以下電壓等級的分布式儲能裝置，可實現(xiàn)削峰填谷，降低系統(tǒng)最高負荷和峰谷差。既能減少電力系統(tǒng)主力調(diào)峰電廠的建設(shè)，又能減少220kV及110kV變電容量及輸電線路的建設(shè)，降低系統(tǒng)總投資。當減少的電源及電網(wǎng)側(cè)投資大于增加的儲能投資時，整體經(jīng)濟性較好。
以海南遠景全社會2000萬kW負荷水平（電量1120億kWh）為例進行測算，以原規(guī)劃的氣電、核電為主的裝機方案作為基準電源方案（含現(xiàn)有抽水蓄能裝機60萬kW），系統(tǒng)總裝機規(guī)模約2710萬kW。
適當增加儲能裝置可優(yōu)化負荷曲線。
遠景原始負荷曲線中夏季日最小負荷率為0.62，冬季日最小負荷率為0.46，日峰谷差較大。通過新增大規(guī)模儲能裝置替代同等功率氣電機組，在滿足電量總需求的前提下，通過用電負荷的削峰填谷，優(yōu)化負荷曲線。假定新增分布式儲能裝置的放電時間均為2小時，放電深度100%。
對以下三種場景分別進行電力電量平衡計算，結(jié)果如下：1）當增加儲能裝置190萬kW/380萬kWh，替代190萬kW氣電機組時，通過新增的儲能裝置與原有抽蓄機組共同作用（下同），可使夏季日最小負荷率上升至約0.8，冬季日最小負荷率上升至約0.63，火電機組利用小時數(shù)得到提升。2）當增加儲能裝置380萬kW/760萬kWh，替代380萬kW氣電機組時，可使夏季日最小負荷率上升至約0.9，冬季日最小負荷率上升至約0.75。此時火電機組利用小時數(shù)大幅提升，煤電達到6500多小時，氣電達到4000多小時。3）當增加儲能裝置570萬kW/1140萬kWh，替代570萬kW氣電機組時，可使夏季和冬季的日最小負荷率均上升至約0.9，見圖1。此時核電機組和煤電機組除停機檢修時間外，基本均處于滿發(fā)狀態(tài)，氣電機組和儲能既承擔發(fā)電任務(wù)又承擔系統(tǒng)備用容量。
儲能價格下降越多，產(chǎn)生的全社會經(jīng)濟性越好。
增加儲能裝置減少了系統(tǒng)內(nèi)調(diào)峰電源裝機規(guī)模，提高了系統(tǒng)內(nèi)機組的利用小時數(shù)，綜合考慮電源建設(shè)投資、運營年限、燃料費和運行費等因素后，計算電源側(cè)年費用。具體參數(shù)選取如下：
1）燃氣電廠單位造價取3000元/千瓦，經(jīng)營期25年，年固定運行費率取項目建設(shè)投資的3%，機組平均氣耗取0.2 立方米/千瓦時，天然氣氣價取2.5元/立方米；燃煤火電標煤單價取600元/噸。2）核電廠單位造價取15500元/千瓦，經(jīng)營期30年，年固定運行費率取項目建設(shè)投資的4%，核燃料單價取0.06元/千瓦時。3）光伏電站單位造價取5000元/千瓦，經(jīng)營期取25年，年運行費取項目建設(shè)投資的2.4%。4）儲能電站單位造價取1000-3000元/千瓦時，經(jīng)營期取10年，年運行費取項目建設(shè)投資的5%，發(fā)電效率取90%。
根據(jù)計算結(jié)果，當儲能綜合造價降至2500元/千瓦時及以下時，以儲能替代氣電裝機的方式可降低電源側(cè)的總年費用。當儲能綜合造價在3000元/千瓦時及以上時，以儲能替代氣電裝機的方式在電源側(cè)的經(jīng)濟性較差。
當通過增加儲能裝置使系統(tǒng)日最小負荷率趨近于1時，常規(guī)電源機組都已得到充分利用，此時再新增儲能裝置已無法替代氣電機組，此時繼續(xù)增加儲能裝置的經(jīng)濟性將變差。
建設(shè)分布式儲能裝置后，可降低系統(tǒng)最高負荷，減少高壓電網(wǎng)輸電變工程的建設(shè)，減少電網(wǎng)側(cè)投資。新增190萬kW/380萬kWh儲能裝置，相比基準電源方案可減少電網(wǎng)投資22.5億元，年費用減少2.7億元；儲能裝置容量增加至570萬kW/1140萬kWh時，相比基準電源方案可減少電網(wǎng)投資68.6億元，年費用減少8.1億元。
綜合電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)投資后，分析全社會的經(jīng)濟性，見圖2。
若儲能綜合造價為3000元/千瓦時，新增儲能裝置容量達到380萬kW/760萬kWh，全社會總年費用可降低7.7億元，平均每度電價格可降低0.007元/千瓦時；若儲能綜合造價降至2500元/千瓦時，全社會總年費用可降低15.2億元，平均每度電價格可降低0.014元/千瓦時。儲能價格下降越多，全社會經(jīng)濟性越好，社會所有參與者均可從中獲益，關(guān)鍵在于紅利如何分配。
建議通過電價機制放大儲能作用
在現(xiàn)有的電力體制下，儲能除了通過調(diào)頻輔助服務(wù)獲利、用戶側(cè)儲能通過峰谷電價差獲利等商業(yè)模式較為清晰外，其他應(yīng)用場景的儲能投資回收機制和商業(yè)模式還不完善。但是我國的電力體制改革仍在穩(wěn)步推進，各項制度也在不斷創(chuàng)新和完善中，對于未來的電價策略，我們建議：
首先，通過前面的分析可以看出，大規(guī)模儲能可以減少輸配電網(wǎng)投資，與輸配電服務(wù)有較大的關(guān)聯(lián)性，如果將儲能設(shè)施建設(shè)投資納入輸配電成本，對于電網(wǎng)降低建設(shè)成本也能起到正向激勵作用。但《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電網(wǎng)側(cè)儲能投資不能計入電網(wǎng)輸配電定價成本，這項規(guī)定的出發(fā)點是考慮到電網(wǎng)公司是提供輸配電服務(wù)的供應(yīng)商，而儲能既可以作為負荷又可以作為電源，還可以提供輔助服務(wù)，因此儲能的投資與輸配電服務(wù)的相關(guān)性較難界定，需要進一步研究。
其次，大規(guī)模儲能可以改善系統(tǒng)負荷曲線，降低系統(tǒng)峰谷差，減少尖峰負荷值，因此可以減少大型調(diào)峰機組的建設(shè)，同時提高已有主力電源裝機的利用小時數(shù)，提高已有主力電源的經(jīng)濟效益，降低發(fā)電成本和上網(wǎng)電價。因此可以通過計劃或市場方式將上網(wǎng)電價下降總量的一部分用于激勵儲能設(shè)施的建設(shè)，其余部分可用于降低用戶側(cè)終端銷售電價，實現(xiàn)全社會（包括電源、電網(wǎng)、儲能、用戶）的多方互動共贏。
再次，制定電源、電網(wǎng)、用戶聯(lián)動的分時電價機制，健全價格激勵和約束手段，使節(jié)約能源資源與保護生態(tài)環(huán)境成為單位、家庭、個人的自覺行動，促使電力系統(tǒng)的各參與者自發(fā)建設(shè)儲能裝置、主動參與系統(tǒng)調(diào)峰，促進儲能行業(yè)的健康發(fā)展。
最后，當前新能源電站建設(shè)儲能裝置的積極性不高，這是因為國家從支持新能源發(fā)展的角度，要求電網(wǎng)全額收購其發(fā)電量，并且由電網(wǎng)承擔新能源發(fā)電波動的平衡義務(wù)。這對市場的其他參與者不公平，因此可加強對新能源電站發(fā)電的偏差考核，以價格手段促使新能源電站建設(shè)儲能裝置以化解風險，提高新能源發(fā)電的滲透率。
建設(shè)分布式儲能可以提高風、光、核等非化石能源的可調(diào)度能力，從而提升新能源的消納能力，有助于加快能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略的實施。同時隨著儲能造價的不斷降低，以大規(guī)模儲能替代氣電等調(diào)峰機組并減少電網(wǎng)輸配電工程建設(shè)對全社會的經(jīng)濟性越來越明顯，建議主管部門從宏觀角度考慮儲能的投資回收方式，兼顧全社會紅利的合理分配，形成良好的市場運營機制，明晰各方的權(quán)利、責任和義務(wù)，促進儲能的健康有序發(fā)展，促進全社會的互動共贏。
（寧光濤、李琳瑋供職于海南電網(wǎng)有限責任公司電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計研究中心， 陳皓勇供職于華南理工大學(xué)電力經(jīng)濟與電力市場研究所）
