如何充分發(fā)揮新型儲能的消納與保供價(jià)值?

　　市場(chǎng)機制不完善是儲能作用不突出的關(guān)鍵因素。

　　2024年上半年，我國風(fēng)電光伏裝機規模首次超過(guò)煤電，發(fā)電量占比約為20%，標志著(zhù)我國新能源發(fā)展的一個(gè)重要里程碑。然而，新能源快速發(fā)展的同時(shí)，其間歇性、隨機性、波動(dòng)性問(wèn)題也日益顯現。儲能技術(shù)能夠實(shí)現能量在時(shí)空上的轉移，是構建以新能源為主體的新型電力系統的重要手段。儲能技術(shù)包括傳統的抽水蓄能和新型儲能。由于抽水蓄能面臨選址受限和建設周期長(cháng)等挑戰，新型儲能被寄予厚望。

　　“十四五”以來(lái)，國內針對新型儲能發(fā)展的政策密集出臺，新型儲能實(shí)現了高速增長(cháng)。截至2024年9月，全國新型儲能累計裝機5852萬(wàn)千瓦, 是2021年裝機量的14倍，相當于三峽水電裝機的2.6倍。但在裝機規模激增的同時(shí)，一些新型儲能出現了利用率偏低的問(wèn)題。

　　新型儲能可以配置在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶(hù)側。根據配置環(huán)節的不同，新型儲能的應用可主要分為三類(lèi)：第一類(lèi)是新能源配儲，是指配置在電站內，服務(wù)于單一新能源項目的儲能;第二類(lèi)是獨立儲能，是指單獨接入電網(wǎng)，提供平衡調節服務(wù)的儲能，也稱(chēng)共享儲能;第三類(lèi)是工商業(yè)配儲，是指配置在工業(yè)園區、微電網(wǎng)等場(chǎng)址內，服務(wù)于工商業(yè)用戶(hù)的儲能。截至2024年6月，這三種典型場(chǎng)景下的儲能占比分別為41%，51%，1.5%。

　　三種應用場(chǎng)景中，盡管工商業(yè)配儲的占比最低，但得益于峰谷分時(shí)電價(jià)等政策的引導，利用情況較好。2024上半年，工商業(yè)配儲的日均運行小時(shí)數為13.82小時(shí)。新能源配儲與獨立儲能是裝機主體，占比合計92%，利用率卻遠低于工商業(yè)配儲。2024年上半年，新能源配儲與獨立儲能的日均運行小時(shí)數分別為3.74與4.09小時(shí)。本文將重點(diǎn)分析這兩種場(chǎng)景中新型儲能利用率低的問(wèn)題，并提出切實(shí)可行的優(yōu)化建議。

　　新能源配儲：理想與現實(shí)的矛盾

　　新能源配儲模式的發(fā)展主要由政策驅動(dòng)。2021年以來(lái)，各省光伏風(fēng)電開(kāi)發(fā)等政策普遍以項目并網(wǎng)或優(yōu)先調度為前置條件，要求新能源電站根據裝機容量的10%-20%配置儲能。到2024上半年，新能源配儲累計投運裝機規模達1450萬(wàn)千瓦，是2021年底的9倍。

　　理論上，在發(fā)電站內搭配儲能，可在午間電網(wǎng)消納困難時(shí)充電，在晚間用電緊張時(shí)放電，根據負荷需求優(yōu)化新能源的出力曲線(xiàn)，可就地解決新能源出力與負荷需求不匹配的難題，緩解大電網(wǎng)的消納與保供壓力。

　　然而，現實(shí)中多種因素卻制約著(zhù)這一目標的實(shí)現?，F行電力系統的價(jià)格機制、調用模式與新能源配儲初衷的不適配，是導致新能源側儲能未能發(fā)揮其應有價(jià)值的主要原因。

　　一方面，在目前的市場(chǎng)環(huán)境下，我國大部分的新能源項目并未進(jìn)入電力市場(chǎng)，而是由電網(wǎng)按優(yōu)先發(fā)電、固定上網(wǎng)電價(jià)收購。電力在不同時(shí)段的價(jià)值與相應的激勵不同，但無(wú)法通過(guò)市場(chǎng)向新能源業(yè)主傳遞，電站自然沒(méi)有自主調用配套儲能并根據供需優(yōu)化自身出力曲線(xiàn)的意愿。

　　另一方面，配儲的實(shí)際調用與政策要求仍有待銜接。例如在廣東，根據《南方電網(wǎng)新型儲能調用規則》要求，新能源電站應根據其出力的波動(dòng)、自行安排儲能充放電曲線(xiàn)，減少偏差考核;另外，規則還鼓勵新能源與配儲作為聯(lián)合主體參與調度。然而，在實(shí)際的運行過(guò)程中，新能源配儲仍以大電網(wǎng)直控調度為主。受限于電站內儲能分散、容量小、調節范圍有限的特性，電網(wǎng)調用次數低，導致儲能的消納與保供價(jià)值均未得到兌現。

　　獨立儲能：機遇與不確定性并存

　　獨立儲能的發(fā)展同樣得益于政策的推動(dòng)，在新能源配儲“建而不用”的問(wèn)題暴露后，以山東、寧夏為代表的省份陸續鼓勵發(fā)展共享儲能，即新能源可以通過(guò)租賃獨立儲能電站容量的方式來(lái)完成配儲的政策要求。

　　獨立儲能集中、容量大，能為電網(wǎng)提供更大范圍的平衡服務(wù)。各地積極出臺政策，激勵獨立儲能發(fā)揮其靈活調節與保供的價(jià)值。例如在寧夏，獨立儲能可通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)提供調峰與頂峰服務(wù);在山東，獨立儲能不僅可以獲得容量補償，還能通過(guò)自主調度的模式參與現貨市場(chǎng)交易;在廣東，獨立儲能可以參與調頻、備用等輔助服務(wù)市場(chǎng)交易。隨著(zhù)政策向獨立共享模式的傾斜，2023到2024年上半年，獨立儲能新增1611萬(wàn)千瓦，占累計總量的88%。

　　然而，在快速建設的背后，獨立儲能面臨投資成本回收困難的問(wèn)題。無(wú)論是容量租賃費，還是電力市場(chǎng)的收益，都存在較大的不確定性，導致市場(chǎng)中的大部分獨立儲能項目仍處于虧損狀態(tài)。

　　目前，獨立儲能一半以上的收益仍來(lái)自容量租賃費，這部分費用由新能源企業(yè)承擔。然而，近年來(lái)新能源企業(yè)承擔輔助服務(wù)分攤費用的成本上升，政策驅動(dòng)的租賃費用又進(jìn)一步增添企業(yè)成本壓力，企業(yè)的支付能力與意愿都較低，導致儲能租賃市場(chǎng)出現價(jià)格偏低、租期不固定等問(wèn)題。此外，隨著(zhù)未來(lái)新能源逐步進(jìn)入市場(chǎng)，盈利的不確定性加劇，也會(huì )對儲能收益前景產(chǎn)生負面影響。

　　獨立儲能在電力市場(chǎng)的收益也不穩定。目前各地電力市場(chǎng)仍處于發(fā)展初期，大部分省份現貨市場(chǎng)尚未連續運行，輔助服務(wù)交易規模小、價(jià)格低、品種不齊全，容量補償的市場(chǎng)化機制也尚未建立，使得儲能在電力市場(chǎng)的獲利能力受限。

　　綜上所述，雖然獨立儲能的利用率相較新能源配儲稍有提升，并拓寬了收益渠道，但由于電力市場(chǎng)機制仍不完善，其在經(jīng)濟上也還不具備可持續性，要實(shí)現商業(yè)化、規?；l(fā)展，仍面臨挑戰。

　　加快完善配套機制，因地制宜發(fā)展新型儲能

　　目前，新型儲能利用率低的主要原因在于價(jià)格、調用、電力市場(chǎng)等配套機制尚不完善。要推動(dòng)新型儲能的高質(zhì)量發(fā)展，除了在技術(shù)創(chuàng )新、裝備制造上加大投入，還必須要加快完善配套機制，促進(jìn)適應其發(fā)展的市場(chǎng)環(huán)境與商業(yè)模式盡早成熟。

　　此外，我國各省電力發(fā)展所處的階段不同，發(fā)展新型儲能要充分結合各省的資源稟賦、系統特點(diǎn)、市場(chǎng)建設情況等，以需求為導向，因地制宜地發(fā)展儲能。

　　為助力新型儲能的發(fā)展，筆者提出以下建議：

　　1. 解決新能源配儲“建而不用”的問(wèn)題

　　在新能源裝機量大、現貨市場(chǎng)正式運行等具備條件的省份，建議加快研究新能源聯(lián)合儲能一體化參與市場(chǎng)交易的機制。例如在山東、甘肅等省份可以先行先試，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場(chǎng)交易的比例。政策可給予新能源配儲全電量參與電力市場(chǎng)交易的電站適當鼓勵，培育一批系統友好型新能源電站。

　　2. 優(yōu)化獨立儲能的成本回收機制

　　加快完善電力市場(chǎng)的機制。加快建設現貨市場(chǎng)，推動(dòng)獨立儲能通過(guò)“現貨+中長(cháng)期”市場(chǎng)參與電能量交易。特別是在新能源滲透率高的地區，充分傳導午間時(shí)段新能源的低價(jià)優(yōu)勢，合理拉大現貨上下限價(jià)格。降低獨立儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的門(mén)檻，豐富輔助服務(wù)交易品種，研究市場(chǎng)各方對價(jià)格的承載力，確定合理的費用疏導機制。研究獨立儲能的容量補償機制，可綜合考慮儲能的并網(wǎng)進(jìn)度、建設成本、儲能時(shí)長(cháng)等因素，建立分等級的容量補償標準。

　　3. 擴大獨立儲能的市場(chǎng)參與范圍

　　在新能源消納情況良好，可參與省間現貨市場(chǎng)的省份，建議擴大獨立儲能參與市場(chǎng)的范圍，實(shí)現資源在更大范圍的優(yōu)化配置。例如在寧夏，在新能源消納情況良好時(shí)，可以推動(dòng)本地的獨立儲能參與西北省間現貨市場(chǎng)，白天消納甘肅新能源的棄電，晚間再放電支撐陜西的用電高峰。政策應支持儲能參與不同類(lèi)型的市場(chǎng)，鼓勵其在更大的市場(chǎng)范圍去尋找價(jià)差，實(shí)現“一體多用，分時(shí)復用”。

　　4. 加強儲能規劃與其他靈活性資源的銜接

　　針對各類(lèi)應用場(chǎng)景下的新增儲能，建議加強規劃間的銜接，并充分考慮新型儲能與系統中其他靈活性資源的關(guān)系。例如廣東的抽水蓄能資源豐富，系統中的氣電資源也較為充裕，在近中期電網(wǎng)側靈活性資源不緊缺的情況下，需要充分考慮新型儲能的應用場(chǎng)景、開(kāi)發(fā)時(shí)序，避免資源的錯配，讓新型儲能“建有所用”，充分發(fā)揮其在新型電力系統中的消納與保供價(jià)值。

　　來(lái)源：《新能源決策參考》

　　文/陳藝昕 自然資源保護協(xié)會(huì )項目官員;黃少中 中國能源研究會(huì )研究員、雙碳產(chǎn)業(yè)合作分會(huì )主任