“新能源+儲能”的前程如何?

隨著新能源規(guī)?？焖侔l(fā)展，而電力需求增長和系統(tǒng)調節(jié)能力提升相對有限，新能源消納形勢嚴峻。2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設，以促進清潔能源高質量發(fā)展。國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，要求提高電力系統(tǒng)調節(jié)能力，推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網(wǎng)側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。

儲能可以從本質上解決新能源消納問題嗎?“新能源+儲能”是否是必須手段?新能源與儲能又該如何共生發(fā)展?截至目前，上述核心問題并未形成行業(yè)共識。國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所專家胡靜認為，就目前來看，新能源配置儲能并非是解決棄風棄光的唯一手段，應運用多種調節(jié)手段共同參與調節(jié)，同時，研究“共享儲能”等創(chuàng)新商業(yè)模式，推動儲能的可持續(xù)發(fā)展。

儲能無法從根本上解決棄風棄光問題

2019年，我國可再生能源整體發(fā)展平穩(wěn)，不僅裝機規(guī)模穩(wěn)步擴大、利用水平顯著提高，更重要的是，一直困擾行業(yè)發(fā)展的棄風棄光問題也得到持續(xù)緩解。數(shù)據(jù)顯示，2019年，我國棄風、棄光率實現(xiàn)雙降，平均棄風率4%，同比下降3個百分點;棄光率2%，同比下降1個百分點。

經過近幾年不斷研究探索，目前，業(yè)界普遍認為我國棄風棄光的原因主要集中在電源、電網(wǎng)、負荷三個系統(tǒng)要素上。

電源方面，目前，風力和光伏裝機主要集中在“三北”地區(qū)(東北、西北、華北)，占全國的比重為77%和68%，且以大規(guī)模集中開發(fā)為主。同時，“三北”地區(qū)煤電機組占比較高，燃煤熱電機組比重高達56%，采暖期供熱機組“以熱定電”運行，導致系統(tǒng)調峰能力嚴重不足，不能適應大規(guī)模風力和光伏發(fā)電消納要求。

電網(wǎng)方面，“三北”地區(qū)輸電通道及聯(lián)網(wǎng)通道的調峰互濟能力并未充分發(fā)揮，對風力和光伏發(fā)電跨省跨區(qū)消納的實際作用相對有限。

負荷方面，電力需求側管理成效不明顯，峰谷差進一步加大，影響了風力和光伏發(fā)電的消納。

近年來，以風電、光伏為主的新能源發(fā)電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發(fā)電的波動性及其對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響仍然是新能源進一步健康發(fā)展的制約因素。

“新能源+儲能”是標配模式嗎?

其實，國內新能源配儲能已有技術示范案例。早在2011年12月25日，我國就有風光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術路線，每年可提升200小時的利用小時數(shù)，但經濟性不佳。

其中，青海項目采用陽光電源一體化儲能系統(tǒng)解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統(tǒng)，且配置了高能量密度鋰電池，循環(huán)壽命長、深度充放電性能優(yōu)越，能夠滿足電站調頻需求，可進一步提升電網(wǎng)友好性。同時，整套儲能系統(tǒng)極大地提高了機組的AGC調節(jié)性能指標與AGC補償收益，減小了考核成本，增加了電站的收入。

據(jù)介紹，儲能猶如“充電寶”，能實現(xiàn)電力的充放自如，理論上能夠很好地對沖新能源電力的波動性、隨機性，助力解決“棄電”頑疾。因此，二者的結合被業(yè)界普遍視為未來新能源行業(yè)發(fā)展的“標配模式”。但事與愿違，新能源大省(區(qū))青海、山東、新疆等地的推廣工作先后陷入僵局，一度給這一模式潑了數(shù)盆冷水。

當前，風電、光伏行業(yè)將全面迎來平價上網(wǎng)，項目經濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還具有經濟性，是產業(yè)鏈各方仔細分析研究的問題。

現(xiàn)階段，“新能源+儲能”收益模式單一，獲利水平偏低。據(jù)悉，目前儲能配置成本約為1500～2000元/千瓦時，綜合度電成本約為0.4～0.6元/(千瓦時·次)，若新能源為早期項目，按風電項目享受0.61元/千瓦時電價來算，加上儲能在輔助服務市場能夠獲得100～200元/(千瓦時·年)的額外收益，“新能源+儲能”在部分棄風棄光地區(qū)具有一定的經濟性。但由于新能源項目趨于平價，且棄風棄光情況逐步改善，僅靠解決棄電為主要收益模式，不具備經濟性。

“誰為可再生能源配儲能付費”是破局關鍵

新能源配置儲能政策再次引發(fā)各界爭議，焦點集中在是否應由新能源企業(yè)出資配置儲能。此次湖南等多個省份再次發(fā)文鼓勵新能源項目配置儲能，主要源于兩方面考慮：一是新能源消納形勢依舊嚴峻，截至2019年底，新疆、甘肅和內蒙古棄風率分別達14%、7.6%和7.1%，新疆、青海棄光率分別為7.4%和7.2%。降低棄電率，落實可再生能源總量和非水可再生能源消納責任權重，對于湖南等水電大省，消納壓力較大。二是部分新能源大省面臨低谷時段調峰壓力，以湖南為例，峰谷差已經超過50%，風電與水電同時大發(fā)重疊時間長，系統(tǒng)調峰能力有限，風電消納空間較小，棄風將愈加嚴重。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素影響，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能帶來的收益有限，建設積極性較低，導致部分省份新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。

多個政策的難以落地，主要是缺乏實質性的儲能投資回報機制，新能源企業(yè)配置儲能成本無法疏導。

從早期國網(wǎng)張北風光儲輸項目、國電和風北鎮(zhèn)風儲項目、臥牛石風儲項目的示范，到華能青海格爾木光伏電站直流側儲能項目商業(yè)化探索，再到甘肅獨立儲能電站、青海共享型儲能電站的創(chuàng)新應用，儲能與可再生能源結合離不開對經濟性的深入探索。在電力市場成本價格傳導機制欠缺的情況下，現(xiàn)有任何機制都處于過渡階段。

如果是在棄風棄光嚴重的地區(qū)，并且是拿到早期補貼上網(wǎng)電價的新能源場站，加之可以平衡儲能成本與增加的上網(wǎng)電量之間的收益的話，還是有一定獲利空間的。如果是在拿到較高標桿電價的情況下，包括青海共享儲能，目前還是有收益的。但是如果新能源本身收益率已經比較低，例如已經接近平價，再通過配置儲能來追求這種利用率提升，從全社會的成本來看肯定不是有利于經濟的一種方式。

目前，儲能主要解決的是近期可再生能源消納問題，還要遵循“誰受益、誰付費”的基本原則，為可再生能源規(guī)?；_發(fā)和利用買單的主體絕不僅僅是可再生能源開發(fā)商自身，作為“綠色發(fā)展”的受益方，全社會有責任為可再生能源的發(fā)展付費。而支付儲能費用的主體既來自于用電用戶，也來自于享受儲能提供平滑穩(wěn)定輸出服務的可再生能源企業(yè)。只有市場中形成基本的經濟邏輯，儲能配套可再生能源的長效機制才能建立。

此外，為滿足未來規(guī)?；稍偕茉聪码娏ο到y(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，可再生能源與儲能綁定以減少波動和不確定性，應是發(fā)電企業(yè)應承擔的基本義務。未來，儲能絕不是為解決眼前可再生能源過量發(fā)展的消納問題而特殊存在的，而是解決新能源結構下可能存在的電力運行風險而必然存在。

儲能參與市場交易增加了收益途徑

國內對于儲能的認識由是否發(fā)展逐漸轉變?yōu)槿绾胃哔|量發(fā)展，目前政策從宏觀引導、指導的角度明確了我國發(fā)展儲能的重要性、必要性和國家所持的積極鼓勵態(tài)度，符合我國和國際社會發(fā)展新能源，建設清潔低碳、安全高效現(xiàn)代能源體系的大潮流和新理念。

隨著儲能市場規(guī)模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能的獨立主體地位得到明確，可直接參與電網(wǎng)級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務以及電力現(xiàn)貨市場交易，把儲能的應用價值直接充分地交易結算出來，可以說，新能源項目配套儲能的前景是光明的。

同時，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及參與市場的類型是多樣的，主要包括以下幾方面：

1.參與電網(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?！肚嗪ｋ娏o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/千瓦時;2020年3月，新疆維吾爾自治區(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/千瓦時。從兩個省份制定的規(guī)則來看，儲能參與系統(tǒng)級調峰的價格已經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。

2.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，使得成本快速上升，經濟性較差。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。

3.儲能參與現(xiàn)貨市場。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是日前。現(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。目前我國現(xiàn)貨試點省份已經全部進入試運行，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。

4.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)。

未來，隨著技術進步，儲能成本還有較大下降空間，而且在電力市場改革不斷推進下，“新能源+儲能”的模式可通過多種手段參與電力市場獲益。如目前青海省“共享儲能”模式可在其他省份推廣應用，通過“新能源+儲能”的模式參與電網(wǎng)調峰調頻輔助服務獲益;依托儲能具有能量存儲、快速調節(jié)控制等功能，可在相關應用場景下(如邊遠地區(qū)供電)提供容量備用，提高供電可靠性;在用戶側分布式電源配套建設儲能，可通過參與電力市場化交易進行獲益。短期來看，在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統(tǒng)應用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協(xié)同發(fā)展。例如研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權重。結合綠證交易和可再生能源配額機制，對配套儲能系統(tǒng)的發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶可適當提高綠色電力認證權重，綠色電力認證可在市場中進行交易，各市場主體可自行投資建設或租用儲能系統(tǒng)以獲得相應配額，或在市場中購買相應配額，實現(xiàn)可再生能源與儲能在新交易模式下的配套。

長遠來看，在現(xiàn)有度電成本高于傳統(tǒng)火電成本的情況下，要推動可再生能源和儲能配套發(fā)展，還需價值補償。所以要建立市場化長效機制，實現(xiàn)“綠色價值”的成本疏導。

目前，全球范圍內已有部分地區(qū)的光儲和風儲成本可與傳統(tǒng)火電競爭，一方面要繼續(xù)推動可再生能源平價上網(wǎng)，減輕可再生能源財政補貼依賴，另一方面還要推動全面的市場化改革，讓電力價格反映真實的能源供應成本。全社會承擔能源綠色發(fā)展的責任意識需得到全面普及，需要負擔能源綠色發(fā)展的成本，實現(xiàn)“財政明補”到“價格體現(xiàn)價值”的全面過渡。但在現(xiàn)有推動綠色發(fā)展進程與價格改革步伐不一致的情況下，還需通過價值補償機制推動可再生能源和儲能行業(yè)發(fā)展，刺激相關行業(yè)降本增效。

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