經過數年發展，我國新能源發電邁上新臺階，新能源場站配置儲能面臨新的環境，也需要進行新的認識。
文 | 時智勇
供職于國網能源研究院
截止到2019年底，我國風電裝機達到2.1億千瓦、光伏發電裝機2.04億千瓦，提前一年完成可再生能源發展“十三五”規劃目標。
2020年是我國“十三五”收官之年，也是謀劃“十四五”發展的開局之年，為實現風電、光伏發電平穩有序發展，國家能源局下發《關于2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》，要求各省根據國家可再生能源發展“十三五”相關規劃和本地區電網消納能力，合理安排新增核準（備案）項目規模。
目前多個省份陸續發布了2020年風電、光伏發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先支持配置儲能的新能源發電項目，新能源場站配置儲能成為行業討論熱點。
新能源發電項目配置儲能并非首次出現在政府文件當中，早在2017年，青海省發改委發布的《青海省2017年度風電開發建設方案》要求，列入規劃的風電項目要按照其規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模達33萬千瓦。該政策發布后引起較大爭議，最終執行也未達預期。
經過數年發展，我國新能源發電邁上新臺階，新能源運行與消納也面臨一系列新的問題，此外我國新能源發電即將迎來平價上網，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境，也需要進行新的認識。
認識一：“十四五”新能源發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資源
根據統計，截止到2019年底，國家電網公司經營區內，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個省份新能源發電成為第一、二大電源。
新能源發電具有間歇性和隨機性，高比例新能源并網需要大規模輸出穩定的可調節電源進行調峰，隨著新能源發電的快速發展，電力系統調峰能力不足已不是個別省份、局部地區的問題。
為實現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，壯大清潔能源產業，保持風電、光伏裝機規模穩定增長是“十四五”規劃的重要目標和任務。
為適應能源轉型和促進地方產業發展的需要，各省發展新能源的意愿依然強烈，“十四五”期間，我國新能源發電預計仍將保持“十三五”時期快速發展態勢。隨著裝機規模的擴大，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。為實現新能源95%的利用率目標，在系統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，但發展初期價格偏高，僅在極個別早期并網的新能源場站試點運行，并未實現大規模商業化應用。
認識二：政府文件并未強制規定新能源發電配置儲能，但作為部分地區新能源優先開發的重要條件
與2017年青海省風電開發建設方案不同，當前各地政府文件并未強制規定新能源發電配置儲能。
河南發改委印發《關于組織開展2020年風電、光伏發電項目建設的通知》暫停各類新能源增量項目，優先支持配置儲能的新增平價項目；內蒙古自治區能源局印發《2020年光伏發電項目競爭配置方案》，優先支持“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。遼寧省發改委印發《遼寧省風電項目建設方案》，指出優先考慮附帶儲能設施、有利于調峰的項目。湖南發改委印發《關于發布全省2020-2021年度新能源消納預警結果的通知》，指出電網企業要通過加強電網建設、優化網架結構、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展提供容量空間。隨后國網湖南省電力有限公司下發《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》，28家企業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，配置比例為20%左右。
從下發文件來看，各省并未強制要求新增新能源發電項目必須配置儲能，但如果新能源開發企業想要提高競爭力，配置儲能將是優先開發的重要條件。
認識三：光伏發電配置儲能的效益要優于風電配置儲能，新能源匯集區配置儲能要優于各個新能源場站配置儲能
受容量配置規模限制，連續無風或大風天氣可能限制儲能作用的發揮。一般電化學儲能滿功率連續充放電時間在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。
通過對西北電網新能源歷史出力特性統計分析得出，單一省份極端無風天氣最大持續時間達6天，頻次最高達3次/年，若聯網規模縮小至單個風力發電場，極端無風或持續大風天氣可持續數周。風電大發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，光伏發電可預測性更好，且具有一定的規律性，儲能可實現定期充放，利用率相對較高；同時光伏發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，新能源匯集區配置儲能要優于各個新能源場站內配置儲能。
一方面，新能源匯集區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。從統計規律上看，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，新能源匯集區配置儲能的經濟效益要顯著好于新能源場站單獨配置儲能。新能源匯集區配置儲能可實現系統級調峰，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。由于各地新能源發展規模、電網結構，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，由電網企業根據本地調峰缺口和調節需要，經測算后公開發布儲能容量需求和安裝地點，為儲能投資和應用創造條件。
認識四：受技術經濟性影響，電化學儲能目前僅適合作為新能源發電調峰的補充措施
儲能技術類型眾多，可滿足毫秒至數天不同時間尺度的調節需求。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貨市場，因此電力系統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，主要表現為容量大，單個電站規模可達到120~360萬千瓦，能量轉換效率75%~85%，日調節一般為5~6小時，而電化學儲能容量難以達到系統級調峰的規模；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，成為電網安全經濟運行的綜合調節工具。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。
電化學儲能的優勢在于其快速的響應特性，因此，從電力系統調節的時間尺度上講，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架結構受阻、常規調峰資源匱乏的新能源發電聚集區調峰問題，可通過配置電化學儲能，發揮其“杠桿”作用，以較少的投資替代大規模電網改造或調峰電源投資。
認識五：新能源平價上網趨勢下儲能可持續發展取決于市場機制的設計
國家發展改革委《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）指出，2020年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規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平價上網，國家不再補貼。
國家發展改革委《關于2020年光伏發電上網電價政策有關事項的通知》（發改價格〔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。
文件雖未對光伏發電提出明確的平價上網時間，但今年以來我國新增光伏裝機項目約有三分之二已實現平價上網，預計光伏發電大概率與風電同步，在2021年實現全面平價上網。
近年來以鋰離子電池為代表的電化學儲能價格已經降到了每千瓦時0.5元/次，但與平價上網的新能源發電項目相比，通過配置儲能以電量置換的方式已不具備經濟性。
在電網調峰資源沒有改善的情況下，平價上網項目本質上是擠占了其他新能源的發電空間，隨著新能源發電全面平價上網的到來，電網調峰和全額收購的壓力進一步提升。
既要發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項目的同時配置一定比例的儲能，這無疑提升了新能源發電項目的整體成本，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的發展，系統不僅僅面臨調峰問題，還存在系統頻率快速波動、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，可滿足電力系統不同時間尺度的調節需求，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：
一是參與電網系統級調峰，實現共享，相關費用在全網收益電量中分攤。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，新疆自治區發改委發布《新疆電網發電側儲能管理辦法》（征求意見稿）提出：電儲能設施根據電力調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，補償標準為0.55元每千瓦時。從兩個省的規則來看，儲能參與系統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，系統調峰通常是季節性的，儲能利用小時數難以得到有效保障，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快速調頻。我國調頻輔助服務市場規則以火電、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精度上具有顯著優勢，但跟蹤調頻指令時需要具備持續的輸出能力，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，經濟性較差。高比例新能源并網將導致系統頻率的快速波動，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，儲能與新能源聯合調頻也將成為增加收益的重要渠道。
三是儲能參與現貨市場。現貨市場在經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貨市場的定義。結合電力交易即發即用的特點，在討論電力現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。現貨市場的重要價值在于發現價格，用價格反映供需關系，目前我國八個現貨試點省份已經全部進入試運行，隨著現貨市場的成熟運行，電力電量的商品屬性逐步體現，新能源發電邊際成本為零，與儲能配合可根據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，提升電網安全穩定運行水平。儲能具有四象限運行特性，電網穩態下可以提高新能源涉網特性，電網暫態下可根據系統需要提供功率支撐，可以提高大規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。
放眼全球，新能源發電的快速發展是驅動儲能發展的主要因素，新能源與儲能的結合也是未來高比例新能源并網電力系統的必然趨勢。隨著新能源發電規模的擴大，新能源發電需承擔的系統平衡成本將成為項目經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電力系統中找到自己的角色定位。
中國儲能網版權聲明：凡注明來源為“中國儲能網：xxx（署名）”，除與中國儲能網簽署內容授權協議的網站外，其他任何網站或者單位如需轉載需注明來源（中國儲能網）。凡本網注明“來源：xxx（非中國儲能網）”的作品，均轉載與其他媒體，目的在于傳播更多信息，但并不意味著中國儲能網贊同其觀點或證實其描述，文章以及引用的圖片（或配圖）內容僅供參考，如有涉及版權問題，可聯系我們直接刪除處理。其他媒體如需轉載，請與稿件來源方聯系，如產生任何版權問題與本網無關，想了解更多內容，請登錄網站：http://www.escn.com.cn
相關報道