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新能源+儲能: 新標配要有新作為
作者:能源評論•首席能源觀 劉為 岳芬    發布于:2020-07-07  13:39:19    文字:【】【】【
    沒有安裝儲能設施的新能源電站,不僅會影響電力系統的安全,而且可能導致電力市場出現令人瞠目的負電價。2020年,受新冠肺炎疫情影響,新能源大國德國僅在1~3月間就出現了128小時的負電價。(來源:微信公眾號“能源評論•首席能源觀” ID:CEO_ER)
    如果借助儲能技術,完美解決新能源消納難題,不僅負電價出現的概率會降低,而且電力系統的運行會更加安全。
    “新能源+儲能”的搭配,如今在國內備受關注,未來也將大有作為。
新趨勢 新標配
    在我國,“新能源+儲能”并非新概念。
    在發電側,“新能源+儲能”最典型的應用案例是在“三北”地區的友好型可再生能源場站。得益于儲能技術的應用,“棄風”“棄光”等問題較好地得到解決,同時,儲能技術在電網平滑輸出、跟蹤計劃出力等都具有顯著的支撐作用。
    在用戶側,光儲充電站是儲能應用的典型場景。這種儲能系統可以通過削峰填谷實現收益,并能緩解配電網增容的壓力,一方面為更多新能源汽車提供大功率充電服務,另一方面可以解決配電網安全問題。與其他用戶側應用場景的商業模式相同,儲能在充電站中的應用,主要依靠峰谷電價的套利模式,收益來源比較單一。隨著新能源汽車應用規模的快速擴大,配電網運行壓力逐步增大,充電站建設增容的問題將是制約其發展的關鍵。因此,集中式光儲充電站成為發展的重要方向。
    進入2020年,“新能源+儲能”的應用場景出現了“從電網側向發電側轉移”的新趨勢。同時,投資建設主體也正在向央企特別是發電集團傳導,華能、國電投、國家能源集團、大唐等企業相繼發布了相關項目建設規劃。根據中關村儲能產業技術聯盟(簡稱CNESA)不完全統計,已有16個光伏儲能項目進入招標及建設階段。
    另據CNESA初步統計,2020年上半年,受疫情影響,國內儲能產業的發展受到一定程度的影響,全國新增投運電化學儲能項目裝機規模90.5兆瓦,同比下降22%。新增投運項目主要分布在兩個領域:一是輔助服務領域,二是可再生能源并網領域。
    目前看,“新能源+儲能”的發展仍以政策引導為主。從地方政策看,青海、新疆、西藏、內蒙古、遼寧、吉林、山東、山西、湖北、湖南、河南、安徽、江西等。ㄗ灾螀^)已經相繼出臺了可再生能源配套儲能的支持政策,如對按比例配置儲能的可再生能源場站給予優先并網、增加發電小時數等激勵措施。這些政策推動了部分光儲項目、風儲項目的規劃和建設進度,讓“新能源+儲能”開始成為“新標配”。
有新價格也要新機制
    成本是困擾儲能行業的老問題,它是否會影響“新能源+儲能”的發展?
    從國內儲能市場公開中標價格來看,2018~2019年,業主采購儲能系統的價格在1.8~2.0元/瓦之間。2020年以來,由于減少虧損、消化產能等原因,儲能系統市場公開招投標價格屢創新低。從目前儲能系統的采購價格來看,國內市場儲能應用于電力系統的成本已經達到甚至低于此前業界公認的規;瘧瞄T檻——1.5元/瓦。
    在國際市場中,即使儲能成本高于國內,但由于能夠獲得多重收益,儲能項目的經濟性相對較好。比如,為風電、光伏配置一定比例儲能系統,變不可控的可再生能源為可控的能源,可以獲得一定的獎勵或者可再生能源綠色交易證書,這些政策和做法確實大幅推動了這些國家的發電側儲能發展,不僅給發電商帶來了經濟效益,而且讓電力系統獲得更高的穩定性和安全性。
    由此可見,成本已經不是導致大部分儲能項目經濟性差的主要因素。國內儲能市場要提高項目經濟性,也應從開放市場入手,允許儲能系統運營商作為市場主體提供多元化服務,進而獲得多渠道收益。
    在“新能源+儲能”推動舉措上,探索完善的市場交易機制和價格補償機制顯得非常重要。因為只有合理化的市場規則和價格機制,才能讓類似項目獲取合理的價值回報,實現可持續發展。
    在國內市場,新機制更應關注配置儲能后的收益問題。比如,在收益層面,有無儲能的新能源場站是否存在差異;如何發揮儲能的最大價值,使儲能不僅獲得有限的電量收入,也能通過參與輔助服務,獲得更多合理收益;儲能的服務成本是否向電網和用戶傳導,做到真正的“誰受益誰付費”。以上這些,才是決定“新能源+儲能”能否走向長遠的關鍵因素。
新政策激發新作為
    5月19日,國家能源局就《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見》征求意見!兑庖姟诽岢,鼓勵建設新一代電網友好型新能源電站,探索市場化商業模式,開展源、網、荷一體化運營示范。
    6月18日,國家發展改革委、國家能源局發布了《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》,提出要推動能源高質量發展,不斷提高能源安全保障能力!兑庖姟吠瑫r要求,提升電力系統調節能力,進一步完善調峰補償機制,加快推進電力調峰等輔助服務市場化,探索推動用戶側承擔輔助服務費用的相關機制,提高調峰積極性。
    眾所周知,新能源發電具有波動性強、調控能力差、暫態支撐弱的特點,而儲能既可以平抑新能源發電波動、改善電能質量、存儲余電、解決消納問題,又可以提升電網調度的靈活性。因此,只有能夠持續穩定地保障供電和及時響應用戶用電需求的新能源電站,才能稱之為電網友好型新能源電站。而“新能源+儲能”作為實現這一目標的關鍵技術之一,在推動新一代電網友好型新能源電站落地的過程中,有望發揮更大的作用。
    當前,我國可再生能源規;l展和消納形勢嚴峻。中東部地區前瞻性要求配置儲能系統,實則是在解決未來可能面臨的棄電問題。相關政策也對可再生能源場站提出了更高的要求,比如一次調頻功能等。
    對于即將出現的“新一代電網友好型新能源電站”,其場站的本質未發生根本性變化,但隨著高比例可再生能源結構的實現,可再生能源對電力系統穩定性的影響應當更小,因此對“友好”的要求也會越來越高。未來,可再生能源場站將不僅作為單一發電主體存在。儲能在電量搬移、平滑出力、頻率調節等方面的多重價值也會充分顯現,將成為可再生能源場站的技術支撐。
    在《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見》中,建設“新一代電網友好型新能源電站”被認為是推動新能源發電方式創新轉型的一種方式,強調探索市場化商業模式,通過合理優化風電、光伏、電儲能配比和系統設計,在保障新能源高效消納利用的同時,為電力系統提供一定的容量支撐和調節能力。
    因此,建設“新一代電網友好型新能源電站”需通盤考慮可再生能源、電網和儲能的協同發展。除執行能源監管部門“兩個細則”及輔助服務市場相關政策,不同行業主管部門也應做好頂層規劃及落地實施,建立可持續的消納長效機制,讓新模式能有新作為。
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