在個(gè)別省份，發(fā)電側(cè)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性差、成本疏導(dǎo)難、社會投資意愿低等問題凸顯，提高發(fā)電側(cè)儲能的綜合價(jià)值成為業(yè)內(nèi)關(guān)注的焦點(diǎn)。
在國內(nèi)“風(fēng)光”滲透率不斷提升的背景下，預(yù)計(jì)到2025年，發(fā)電側(cè)新型儲能裝機(jī)量將達(dá)22.4GW，較2022年增長3倍多，并在2030年進(jìn)一步提升至75.1GW——中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟和自然資源保護(hù)協(xié)會日前共同發(fā)布的《雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估及政策研究》(以下簡稱《研究》)做出預(yù)測。
近兩年，國家多個(gè)頂層文件明確提出大力發(fā)展發(fā)電側(cè)儲能，各地也相繼出臺鼓勵(lì)或強(qiáng)制新能源配儲政策。但據(jù)《中國能源報(bào)》記者了解，在個(gè)別省份，發(fā)電側(cè)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性差、成本疏導(dǎo)難、社會投資意愿低等問題凸顯，提高發(fā)電側(cè)儲能的綜合價(jià)值成為業(yè)內(nèi)關(guān)注的焦點(diǎn)。
政策驅(qū)動(dòng)爆發(fā)式增長
儲能在“發(fā)、輸、配、用”各環(huán)節(jié)都有所應(yīng)用，按運(yùn)營場景大體分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。除用于火電廠調(diào)頻輔助服務(wù)外，還常用于穩(wěn)定風(fēng)電、光伏等發(fā)電設(shè)備，平滑新能源出力的功率波動(dòng)性，減少棄光棄風(fēng)。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2022年底，發(fā)電側(cè)新型儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模超過6GW，同比增加137%。其中，新增投運(yùn)規(guī)模超過3.5GW，同比增長248%。過去5年，發(fā)電側(cè)新型儲能累計(jì)裝機(jī)復(fù)合增長率超過110%。過去10年，電源側(cè)新型儲能累計(jì)裝機(jī)比例在21.2%-47.6%之間，其中2022年電源側(cè)新型儲能裝機(jī)占比最高，達(dá)47.6%。發(fā)電側(cè)儲能技術(shù)分布上，鋰離子電池占比98.7%，液流電池占比0.61%，鉛酸電池占比0.42%，超級電容和飛輪占比均在0.1%以下。
上述《研究》指出，“十四五”期間，為確保年均新增1億千瓦以上的新能源維持在合理的利用水平，在抽水蓄能、調(diào)峰氣電按預(yù)期投運(yùn)基礎(chǔ)上，還需新增火電靈活性改造1.2億千瓦以上，建設(shè) 3000萬千瓦-5000萬千瓦新型儲能。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長岳芬指出，我國發(fā)電側(cè)儲能現(xiàn)有應(yīng)用以2h的能量型為主，而在短時(shí)間尺度(慣性支持、一次調(diào)頻)和長時(shí)間尺度(中長期電壓調(diào)節(jié))少有實(shí)際應(yīng)用。既有儲能項(xiàng)目應(yīng)用功能較單一，核心目標(biāo)大多局限在1-2種，綜合多種應(yīng)用功能的儲能系統(tǒng)較少。“2021年新增新型儲能平均儲能時(shí)長為2小時(shí)，隨著新能源滲透率提高，電力系統(tǒng)對4小時(shí)以上的儲能需求逐漸增加，儲能時(shí)長將由當(dāng)前的2小時(shí)增至2030年的3.2小時(shí)。”
配儲經(jīng)濟(jì)性困境凸顯
基于全國范圍內(nèi)峰谷差價(jià)持續(xù)拉大和時(shí)段優(yōu)化，用戶側(cè)儲能收益模式較為清晰。而發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能卻面臨投資成本高、回報(bào)周期長的盈利難題。
對業(yè)主而言，最關(guān)心的還是成本問題。“我們在內(nèi)蒙古、安徽、江西、河北、新疆等地?zé)o市場化獨(dú)立儲能身份的新能源場站配儲項(xiàng)目無收益模式，近一年收入幾乎為零。”國內(nèi)某能源企業(yè)高管坦言，“這些項(xiàng)目在建而不用情況比較普遍，導(dǎo)致部分電站利用系數(shù)低，增加了新能源建設(shè)成本，更談不上收益。”
據(jù)《中國能源報(bào)》記者了解，目前部分地區(qū)已出臺配儲參與電力市場以及配儲轉(zhuǎn)獨(dú)立儲能的政策，但電站運(yùn)營相關(guān)方較多，運(yùn)行模式、計(jì)量、偏差處理等問題頗為復(fù)雜，執(zhí)行難度較大。
上述《研究》也指出，新能源配儲無法獲得市場收益且回報(bào)率低，電站方主動(dòng)投資配套儲能的動(dòng)力不強(qiáng);火儲聯(lián)合調(diào)頻是目前市場化程度最高、投資回報(bào)相對較好的應(yīng)用領(lǐng)域，但規(guī)模有限;新能源單獨(dú)配儲，成本由新能源場站單獨(dú)承擔(dān)，經(jīng)濟(jì)性最差。
提高循環(huán)次數(shù)，降低投資成本是儲能電站盈利的關(guān)鍵，但往往在實(shí)際運(yùn)營中不及預(yù)期。“廠家稱電芯循環(huán)壽命可達(dá)6000—8000次，但實(shí)際使用壽命可能只有3000次。廠家電池循環(huán)壽命測試通常是在恒定環(huán)境溫度(例如25℃)下進(jìn)行，而現(xiàn)實(shí)應(yīng)用中，天氣、場景對儲能系統(tǒng)實(shí)際使用壽命影響非常大。”上述能源企業(yè)高管強(qiáng)調(diào)，企業(yè)并不是追求技術(shù)最先進(jìn)，而是要追求性能和價(jià)值的最大統(tǒng)一。
增加盈利能力是當(dāng)務(wù)之急
清華大學(xué)教授夏清認(rèn)為，市場機(jī)制是問題的根源。“以中長期為主、現(xiàn)貨市場為輔的電力市場模式難以適應(yīng)風(fēng)光儲高比例的發(fā)展，新能源的波動(dòng)性只有到現(xiàn)貨階段才能準(zhǔn)確預(yù)測。因此，隨著新能源比例提高，需要逐步構(gòu)建以現(xiàn)貨市場交易為主、差價(jià)合約規(guī)避不確定性風(fēng)險(xiǎn)的電力市場體系。”
另外，儲能規(guī)模化發(fā)展，更要加大調(diào)度應(yīng)用，使其充分發(fā)揮價(jià)值。“水電大省具有明顯的豐水期和枯水期，一般有外送需求，需重點(diǎn)關(guān)注氫能等跨季節(jié)儲能或采用風(fēng)光水互補(bǔ)方案;火電大省多為負(fù)荷中心，一般有多個(gè)特高壓直流落點(diǎn)，對儲能的需求主要是滿足本地新能源消納、調(diào)峰調(diào)頻、緊急功率支撐等;新能源大省對儲能的需求主要是滿足新能源本地消納和外送，解決系統(tǒng)多時(shí)間尺度有功功率不平衡。”岳芬進(jìn)一步指出，利用兩種或多種儲能技術(shù)配合應(yīng)用的混合儲能可實(shí)現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補(bǔ)，滿足不同應(yīng)用場景、不同運(yùn)行工況下的差異化需求，混合儲能系統(tǒng)將成為行業(yè)發(fā)展的必然趨勢。
上述能源企業(yè)高管指出，要進(jìn)一步加強(qiáng)新技術(shù)、新產(chǎn)品研發(fā)及驗(yàn)證，加快技術(shù)產(chǎn)品優(yōu)化迭代，促進(jìn)儲能技術(shù)不斷進(jìn)步，解決新型儲能安全、壽命、成本等關(guān)鍵問題，不斷積累運(yùn)維經(jīng)驗(yàn)，加快儲能智慧運(yùn)維系統(tǒng)研發(fā)應(yīng)用，充分利用好海量運(yùn)行數(shù)據(jù)，對潛在故障、風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行預(yù)警，提高場站運(yùn)維效率。“與此同時(shí)，建議主管部門完善電力市場機(jī)制，研究出臺電網(wǎng)調(diào)度次數(shù)、容量補(bǔ)償?shù)缺Ｕ闲哉?，以及峰谷價(jià)差、現(xiàn)貨補(bǔ)貼等激勵(lì)性政策，為新型儲能發(fā)展提供空間，兌現(xiàn)儲能價(jià)值，引導(dǎo)電站業(yè)主算好經(jīng)濟(jì)賬。”
文：中國能源報(bào) 記者 盧奇秀
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