電網(wǎng)側新型儲能成本該如何疏導？
2022-10-10 11:57 來源：能源新聞 瀏覽：
新型儲能是支撐新型電力系統(tǒng)建設、最大限度利用風光等綠色能源的關鍵技術，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機規(guī)模（不含儲熱）超過400萬千瓦。當前電網(wǎng)側新型儲能的功能以促進局部地區(qū)新能源消納、替代輸變電工程投資為主，但其綜合性、全局性功能發(fā)揮不足?，F(xiàn)階段，儲能發(fā)展受限于成本疏導機制尚不明確，完全通過參與市場化方式回收投資成本仍存在難度和風險。
電網(wǎng)側新型儲能是構建新型電力系統(tǒng)不可或缺的重要支撐調節(jié)性資源
新型電力系統(tǒng)建設對新型儲能存在巨大剛性需求。近期，新能源受限于隨機性、間歇性的發(fā)電特性尚無法為系統(tǒng)提供可靠電力支撐，僅靠挖潛常規(guī)電源和電網(wǎng)的靈活性無法滿足系統(tǒng)調節(jié)能力建設需求。遠期，新能源出力和負荷特性存在季節(jié)性不匹配的問題，系統(tǒng)跨月跨季平衡調節(jié)問題逐步凸顯。新型電力系統(tǒng)建設亟須多時間尺度儲能設備規(guī)模化應用，通過將電能量跨時空轉移，徹底改變傳統(tǒng)電力系統(tǒng)發(fā)輸配用實時平衡模式，逐漸向源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動的延時平衡模式轉變，支撐新能源成為主體電源。根據(jù)電規(guī)總院前期研究，預計2030年對于新型儲能規(guī)模需求超過1億千瓦，2060年超過10億千瓦，中遠期對于新型儲能時長需求達到10小時以上。
電網(wǎng)側新型儲能相比于電源側、負荷側儲能具備系統(tǒng)性、全局性優(yōu)勢。電網(wǎng)側新型儲能布局在電網(wǎng)關鍵節(jié)點，因此更適宜參與全局統(tǒng)一調控，更具備系統(tǒng)性、全局性優(yōu)勢。電網(wǎng)側新型儲能有望在支撐電力保供、提升系統(tǒng)調節(jié)能力等全局系統(tǒng)功能方面發(fā)揮重要作用。另外，由于不同新能源場站出力具備互補特性，相較于電源側分散布置，在電網(wǎng)側關鍵節(jié)點集中布置可相應減少儲能需求。根據(jù)電規(guī)總院前期研究，在滿足系統(tǒng)同等調節(jié)能力需求的前提下，電網(wǎng)側布局比電源側可減少20%~30%左右的儲能容量。
“十四五”電網(wǎng)側新型儲能亟須在多元化場景下發(fā)展提速。一是綜合考慮全社會用電量增長、煤電建設積極性不足等因素，預計2023年、2024年全國電力供應保障壓力較大，電網(wǎng)側新型儲能建設周期短、布局靈活，通過發(fā)揮電量轉移、頂峰供電作用，可及時緩解電力供應保障壓力。二是“十四五”期間風電和太陽能發(fā)電量預計實現(xiàn)翻倍，對于系統(tǒng)調節(jié)能力建設存在巨大需求，在充分挖掘火電靈活性改造等常規(guī)調節(jié)措施潛力的情況下，仍需統(tǒng)籌配置電網(wǎng)側、電源側新型儲能滿足新能源消納要求。三是結合國家正在推進的沙漠戈壁荒漠地區(qū)大型新能源基地項目，為滿足通道可靠容量支撐和清潔能源電量占比不低于50%的要求，需要配置電網(wǎng)側新型儲能。四是建設電網(wǎng)側新型儲能可有效緩解輸電阻塞，提升電網(wǎng)末端供電能力。根據(jù)電規(guī)總院前期研究，“十四五”期間全國電網(wǎng)側新型儲能總需求規(guī)模超過5000萬千瓦，時長需求2~4小時。
當前機制下電網(wǎng)側新型儲能成本回收存在較大壓力
電網(wǎng)側新型儲能商業(yè)模式有待健全，當前以租賃為主的發(fā)展模式不具備可持續(xù)性。“十三五”以來，電網(wǎng)側新型儲能經(jīng)歷波動式發(fā)展，2018年呈爆發(fā)式增長，受政策調整影響，2019年電網(wǎng)側新型儲能發(fā)展減速。當前電網(wǎng)側新型儲能發(fā)展以租賃模式為主，租賃期限結束后，由業(yè)主將資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。
現(xiàn)行電力市場機制下電網(wǎng)側新型儲能較難實現(xiàn)成本回收。按照電化學儲能當前造價測算，儲能電站購售電價差在0.7~0.8元/千瓦時左右才能基本實現(xiàn)成本回收。從新型儲能參與現(xiàn)貨市場的情況來看，目前僅有部分地區(qū)明確新型儲能參與現(xiàn)貨市場的主體地位，2022年3月山東率先推動獨立儲能參與電力現(xiàn)貨交易，根據(jù)3月山東現(xiàn)貨市場運行情況，儲能電站充放電最大峰谷價差為0.612元/千瓦時，且充放電平均峰谷價差遠低于最大價差。從新型儲能參與輔助服務市場的情況來看，當前尚未完全建立按效果付費的機制，無法體現(xiàn)電網(wǎng)側儲能對于電力系統(tǒng)調節(jié)支撐等多元化價值，且補償標準的延續(xù)性不足，目前各地對于新型儲能參與調峰的補償標準約0.2~0.5元/千瓦時。根據(jù)上述分析，基于當前市場機制，電網(wǎng)側新型儲能較難實現(xiàn)成本回收。
大力推廣電網(wǎng)側共享新型儲能的創(chuàng)新模式應用。在部分新能源資源條件較好、系統(tǒng)調節(jié)壓力較大的地區(qū)，可考慮率先開展電網(wǎng)側新型儲能共享發(fā)展模式示范，共享儲能電站與多家新能源企業(yè)交易，利用新能源發(fā)電側利潤補貼共享儲能電站，成本不傳導至用戶側造成電價增加。該模式下，儲能投資商、新能源企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)及地方政府可實現(xiàn)多方共贏。根據(jù)前述分析，在電網(wǎng)側關鍵節(jié)點布局，比電源側減少20%~30%左右的儲能容量。因此，對于新能源企業(yè)，相較于自建電源側儲能，購買共享儲能電站調峰服務投資更低。對于電網(wǎng)企業(yè)，通過支付給共享儲能電站少量租賃費用，獲得優(yōu)質調度資產(chǎn)，發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調節(jié)能力等全局系統(tǒng)功能，保障系統(tǒng)安全可靠運行。對于地方政府，通過引入共享儲能模式有效促進當?shù)匦履茉窗l(fā)展，帶動儲能產(chǎn)業(yè)鏈及地方經(jīng)濟發(fā)展。
積極推動構建體現(xiàn)電網(wǎng)側新型儲能多元價值的市場體系。電網(wǎng)側新型儲能可為電力系統(tǒng)提供電能量服務、容量保障服務等多重服務，后續(xù)可進一步通過市場體系的完善體現(xiàn)其多元化價值。在電能量市場中，適當擴大現(xiàn)貨市場價差，充分體現(xiàn)電網(wǎng)側儲能提供稀缺性、電力資源的價值。在輔助服務市場中，加快構建有功平衡服務、無功平衡服務等多元化輔助服務市場，充分體現(xiàn)儲能對于系統(tǒng)的平衡調節(jié)、快速調頻調壓等優(yōu)勢價值，保障儲能獲取多重收益。同時探索建立容量保障機制，通過開展容量交易市場或容量補償工作，體現(xiàn)電網(wǎng)側新型儲能保障電力可靠供應的系統(tǒng)價值。同時，積極協(xié)調上述各市場機制的關系，促進銜接融合發(fā)展。
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