江蘇南京三座電網(wǎng)側(cè)新型儲能電站并網(wǎng)
動態(tài)2024-07-31
我們知道，風(fēng)電光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模不斷擴(kuò)大，成為我國新增裝機(jī)和新增發(fā)電量的雙重主體。
然而，新能源的間歇性、隨機(jī)性、波動性特點(diǎn)決定了，這種能源形式會快速消耗電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源。新能源并網(wǎng)遇到了一些問題。
配套儲能系統(tǒng)可以減少棄風(fēng)，提高經(jīng)濟(jì)效益，減少新能源發(fā)電對電網(wǎng)帶來的沖擊，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性與計劃性，進(jìn)而改善電能質(zhì)量，輔助新能源并網(wǎng)。
另外，隨著新能源發(fā)展規(guī)模壯大，政策鼓勵新能源與儲能結(jié)合，參與電力市場交易。但是在這個過程中，電價的波動讓很多企業(yè)遇阻。有些省份新能源上網(wǎng)電價甚至出現(xiàn)報零。新型儲能參與電力市場交易如何實現(xiàn)最大收益?
根據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，截至今年6月底，全國已建成投運(yùn)新型儲能項目，累計裝機(jī)超過17.33GW，上半年新投運(yùn)的整體規(guī)模約8.63GW，相當(dāng)于此前歷年累計裝機(jī)規(guī)?？偤?。儲能賽道擁堵，儲能發(fā)展過熱了嗎?然而，目前儲能的利用率只有不到6%。這個悖論又該如何理解?
新型儲能一直沒有明確的商業(yè)模式。近年來，隨著國內(nèi)分時電價的完善和高耗能企業(yè)電價的上漲，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性明顯增強(qiáng)。從更大范圍來看，利用率僅有6%的新型儲能又將如何打通商業(yè)模式?
第一光儲梳理了11月2日上午，國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所所長李瓊慧在“SNEC ES+2023國際儲能展”上，以《新型儲能商業(yè)模式及交易機(jī)制探討》為題的演講，解答全行業(yè)關(guān)于以上幾個熱點(diǎn)的疑問。
李瓊慧認(rèn)為，儲能真正的商業(yè)化、規(guī)?；瘧?yīng)用都在起步階段。新型電力系統(tǒng)中，電力系統(tǒng)由源網(wǎng)荷三要素變成源網(wǎng)荷儲四要素。新型儲能的源網(wǎng)荷儲，“儲”是重要的要素。
“把新型儲能當(dāng)做抽水蓄能去用，那就有點(diǎn)白瞎了”
“商業(yè)模式一定是在分布式找機(jī)會”
關(guān)于新型電力系統(tǒng)最新的定義，一定要把新型儲能和抽水蓄能的差異化在應(yīng)用中充分考慮，否則我們只有大儲，把新型儲能當(dāng)做抽水蓄能去用，那就有點(diǎn)白瞎了。
因為新型儲能發(fā)展最主要的動力還是高比例新能源，新能源最主要的特征是能量密度低，能量密度低最簡單、最經(jīng)濟(jì)的利用方式是就近利用。中國的工業(yè)化沒有完成，未來不可能全是分布式，但是分布式一定要比過去多很多。
有一個估算需要在實踐中不斷去更新：在未來相對成熟相對經(jīng)濟(jì)的系統(tǒng)里，分布式的占比應(yīng)該是30%多，這是比較合理的比例。新型儲能跟抽蓄有區(qū)別，也有重疊的部分。我們更多要重點(diǎn)關(guān)注總書記講的三大創(chuàng)新，商業(yè)模式創(chuàng)新是原來從來沒有提過的，商業(yè)模式一定是在分布式找機(jī)會，或者源網(wǎng)荷儲一體化，這樣才是商業(yè)模式創(chuàng)新最好的點(diǎn)。如果跟大儲、抽蓄一樣，商業(yè)模式創(chuàng)新是很難的。
第二，未來新增電力裝機(jī)主要以新能源為主，其實從國家的若干文件里面已經(jīng)明確強(qiáng)調(diào)了，以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)，要建設(shè)以儲能和調(diào)峰能力為支撐的新型電力發(fā)展機(jī)制。
儲能和調(diào)峰能力并不完全對等，這里面強(qiáng)調(diào)儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)的電力發(fā)展裝機(jī)，也是在強(qiáng)調(diào)抽蓄和新型儲能的差異化。
“未來的電力系統(tǒng)一定是源網(wǎng)荷儲共同承擔(dān)消納責(zé)任”
“不該認(rèn)為是強(qiáng)制配儲”
電力市場是我們未來儲能應(yīng)用場景。儲能不再能奢望像過去一樣，在風(fēng)光發(fā)展初期有電價、投資的補(bǔ)貼，這種可能性不是特別大。未來依靠市場才是真正的王道。
特別強(qiáng)調(diào)，未來的電力系統(tǒng)一定是源網(wǎng)荷儲共同承擔(dān)消納責(zé)任，所以有人說強(qiáng)制配儲，這不合理。源側(cè)配儲更多是源側(cè)承擔(dān)責(zé)任的一種體現(xiàn)，而不該認(rèn)為它是強(qiáng)制性的配儲。未來這么高的新能源比例一定是強(qiáng)調(diào)源網(wǎng)荷儲，這也是原來的電力系統(tǒng)跟當(dāng)前的區(qū)別。
新型儲能目前利用的情況怎么樣?對于6%大家也做過研究，我們算利用小時數(shù)一定要用合理的利用小時數(shù)作為分母，實際的小時數(shù)除以合理的利用小時數(shù)，算出來才是真正的利用率。
所以儲能合理的利用率肯定跟常規(guī)機(jī)組是不一樣的，根據(jù)常規(guī)發(fā)電機(jī)組8760h序列是不合理的。我們火電一般合理的利用率按5000算，儲能較抽蓄正常的利用小時數(shù)一般不超過2000。
對于儲能到底利用率應(yīng)該怎么算?國家也在出標(biāo)準(zhǔn)。儲能發(fā)展初期也存在一些問題，從調(diào)用方式來看，主要分為非市場化調(diào)用和市場化調(diào)用，市場化調(diào)用有些自調(diào)用、戶用的和有些源側(cè)在場站內(nèi)建的。目前從共享儲能、獨(dú)立儲能來看，大部分是市場化的調(diào)用、參與。
“電源側(cè)配建儲能利用率較低”
“網(wǎng)荷儲一體化配的儲能，不能作為獨(dú)立儲能運(yùn)營”
從目前的統(tǒng)計來看，大概有55%的獨(dú)立儲能參與各種類型的市場，目前國內(nèi)現(xiàn)貨有14個省實現(xiàn)了現(xiàn)貨，今年要求所有的省實現(xiàn)現(xiàn)貨，開展長周期結(jié)算。
有45%獨(dú)立儲能沒有參與市場，有的是自調(diào)用，也有的是接受調(diào)度調(diào)用。
配建的儲能主要是源側(cè)的儲能，目前問題最多的是源側(cè)儲能。電源側(cè)配建的儲能利用率不高，因為很多源側(cè)配儲按照原來的文件除了保障性規(guī)模以外，開發(fā)商還有意愿建設(shè)新能源，通過寄賣或者自建調(diào)節(jié)能力，來增加裝機(jī)。所以配儲當(dāng)時的目的不是為了用，而且為了拿到新能源的規(guī)模。這塊的主要利用率是比較低的，未來要解決的方向是這塊。
按照國家能源局文件，一部分可以轉(zhuǎn)變?yōu)楠?dú)立儲能，但是文件里面特別強(qiáng)調(diào)源網(wǎng)荷儲一體化配的儲能不能拿出來作為獨(dú)立儲能運(yùn)營，所以可以部分作為配建儲能，部分作為獨(dú)立儲能來用，用戶側(cè)主要是按照峰谷電價的引導(dǎo)，基本屬于自調(diào)用的模式。
“允許儲能參與市場”
“在運(yùn)新型儲能電站注冊率55%”
目前新型儲能參與市場的現(xiàn)狀，實際上國家能源局在2021年底發(fā)的新的兩個細(xì)則里明確給予了指導(dǎo)。我們的文件叫《發(fā)電管理辦法》，這個文件已經(jīng)給予了儲能市場的地位，允許儲能參與市場，只不過各個省市場的進(jìn)度不一樣，各個省的電力市場也不一樣。
其實電力市場是非常有個性化的，共性是市場化。全球沒有統(tǒng)一的電力市場，咱們國家也是。目前允許參與市場，但是在不同的省參與市場的方式略有區(qū)別。
對于參與調(diào)峰市場，一般要求至少是4MW/10MWh，一般的補(bǔ)償價格在2毛錢左右。南方電網(wǎng)的兩個細(xì)則給予調(diào)峰的補(bǔ)償價格最高，甘肅建立了首個調(diào)峰容量市場，也是電力市場的創(chuàng)新。它給予儲能參與調(diào)峰容量市場的補(bǔ)貼上限是每兆瓦時300元。
參與調(diào)頻市場最早的是山西，目前也有7個省允許參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，特別是山西提出了按照里程報價的方式，按效果補(bǔ)償。去年6月份國家能源局出臺了《關(guān)于推動新型儲能參與電力市場和調(diào)用的通知》，出臺以后，各大電網(wǎng)企業(yè)也在研究怎么提高儲能的利用水平。
截至今年6月底，目前在運(yùn)的新型儲能電站大概是645個，裝機(jī)規(guī)模大概接近1600萬。在電力交易平臺注冊的只有169個，注冊的規(guī)模大概是860萬，只占到55%。
參與市場交易的新型儲能是55個，規(guī)模占儲能裝機(jī)的規(guī)模28%左右的情況。關(guān)于各省參與電力市場現(xiàn)貨調(diào)峰輔助服務(wù)市場，各有不同，但是各個省都在想辦法，山東是非常有特色的。
從目前的收益模式來看，沒有開展電力現(xiàn)貨的省份包括湖南、寧夏，主要是以容量租賃輔助服務(wù)補(bǔ)償為主。青海最新的規(guī)則是通過支持共享儲能，主要推共享儲能的模式，現(xiàn)在獲得收益比較好。
山東是三種方式：儲能既有容量租金，按照配建的規(guī)則，給參與配建的新能源場站賦一些容量租賃的費(fèi)用，從現(xiàn)貨市場獲得價差套利，在輔助服務(wù)市場給它一個容量電價。
山西主要是現(xiàn)貨獲得價差的套利，通過一次調(diào)頻，山西的調(diào)頻輔助服務(wù)市場也是比較有特色的。甘肅主要是利用現(xiàn)貨的價差套利和輔助服務(wù)的市場來獲得收益，其搞了一個調(diào)峰的容量市場機(jī)制。用戶側(cè)主要是利用工商業(yè)的峰谷價差，和需量電費(fèi)收益。這種只要價差達(dá)到一定程度，盈利水平也是可觀的，現(xiàn)在的問題是盈利水平能有多長時間。
“一定要關(guān)注四種商業(yè)模式”
“將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放”
一定要關(guān)注未來儲能的四種可能實現(xiàn)的商業(yè)模式：
一，電源側(cè)配儲能。雖然目前說強(qiáng)配會有些問題，可能將來會通過其他方式解決。其實這個強(qiáng)配也是通俗的說法，文件里說的是如果保障性規(guī)模之外需要額外增加并網(wǎng)規(guī)模的，需要通過購買或者自建調(diào)峰能力來增加電網(wǎng)的規(guī)模。源側(cè)未來更多是通過經(jīng)濟(jì)激勵，鼓勵源側(cè)配儲;風(fēng)光荷儲多能互補(bǔ)，總書記在江西考察專門提到“源網(wǎng)荷儲一體化”，這一類的儲能可能也是必不可少的。
二，共享儲能。既然是共享，可能要通過收取容量費(fèi)用，因為共享是在一定范圍內(nèi)的。這種模式國家也在去年6月的文件里強(qiáng)調(diào)，電網(wǎng)企業(yè)也允許。
三，電網(wǎng)替代型儲能。國家相關(guān)文件中也提到，并鼓勵電網(wǎng)企業(yè)建一部分以實現(xiàn)電網(wǎng)功能為主的儲能。電網(wǎng)替代型儲能主要的應(yīng)用場景包括作為應(yīng)急電源、邊遠(yuǎn)地區(qū)的容量替代，以及提升風(fēng)電服務(wù)質(zhì)量。儲能市場沒這么熱的時候也是作為鼓勵市場發(fā)展的一種途徑。
四，用戶側(cè)有光伏+儲能模式等獨(dú)立儲能。
國家鼓勵儲能參與市場。儲能將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放，一充多放和隨充隨放在市場獲得的價值肯定也不一樣。
來源：第一光儲 文/雨哥
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