觀察 | 按下新型儲能發展“加速鍵”
來源：《中國電力報》 時間：2024-06-04 11:07
按下新型儲能發展“加速鍵”
中國能源新聞記者 楊苗苗
5月30日，協鑫無錫鑫華藍50兆瓦/100兆瓦時電網側新型儲能項目并網成功，標志著蘇南地區首個新型儲能項目正式投運。5月11日，我國新型儲能領域內首個十兆瓦時的鈉離子電池儲能電站在廣西南寧正式投運，這是我國鈉離子電池儲能技術首次實現規模化應用。5月4日，中國天楹如東重力儲能示范項目首套充放電單元成功完成測試，一棟高148米的儲能塔將通過提升和下放重力塊進行儲放電。同樣在5月4日，湖北應城300兆瓦級壓氣儲能電站并網運行……
國家能源局數據顯示，截至2023年底，全國已經建成投運新型儲能項目累計裝機規模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長為2.1小時。2023年新增裝機規模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年底增長超過260%。而從目前的情況來看，新型儲能電站的建設仍在加速。
建立保障盈利的長效機制
新型儲能具有布置靈活性的特點，尤其是電化學儲能具有模塊化的特點，可以更廣泛接入用戶側。但其成本不低，收益保障存在難度。
在收益保障較難這一點上，電力規劃設計總院能源科技創新研究院院長助理董博表示：“全國各地陸續出臺支持政策，包括容量租賃、電力現貨、電力輔助服務、容量補償等。目前國家還沒有出臺統一的政策，各地出臺的政策可保障儲能有一定的收益，但是想完全保障儲能的收益目前來看難度比較大。并不是單一的政策能保障收益，一般都是采用一系列組合的政策來保障儲能的部分收益。”
那么，儲能收益受哪些因素影響？記者注意到，目前峰谷電價差是儲能市場直接瞄準的收益空間。峰谷電價差和一天峰谷時段的多少對儲能項目運營收益有著直接的影響。峰谷電價差較大、峰谷段數多，儲能的經濟效益就越好。業內普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷電價差是開展用戶側儲能的一個門檻。據統計，在今年4月陸續公布的全國各地電網企業代理購電價中，16省市峰谷電價差超過0.7元/千瓦時，但仍有很多地區的電價差都達不到門檻條件。
除此之外，儲能收益與儲能設備利用率直接相關，利用率越高，盈利能力就越強。據中國電力企業聯合會3月27日發布的《2023年度電化學儲能電站安全信息統計數據》，2023年電化學儲能利用情況整體平均運行系數為0.13。其中，火電配儲平均運行系數為0.48，新能源配儲利用系數最低，僅為0.09。“調用情況整體來看并不是太好。”董博表示。
從投資角度來看，無論是測算下游儲能項目的內部收益率，還是測算全壽命儲能度電成本，其水平均較難達到多數市場化風險投資和私募股權機構的收益門檻。此類機構投資目前集中在需求較為確定、盈利前景較為清晰的儲能產業鏈上中游，對下游儲能運營項目的投資較少。
我國儲能產業尚處于規模化發展初期，目前無法完全按照電力市場的機制實現儲能的價值，需要以市場和政策支持的方式來共同實現。對此，中國電力企業聯合會副秘書長兼標準化管理中心主任劉永東認為，在目前機制下，部分地方政府雖然有補貼，但隨著儲能規模的擴大，補貼難以持續，建立保障新型儲能盈利的長效機制，完善電能量市場、輔助服務市場等機制尤為迫切。此外，鑒于新型儲能與抽水蓄能在功能與價值的統一性，建議開展新型儲能容量核定研究，科學合理確定新型儲能容量核定規則，理順各類靈活性電源電價機制，出臺新型儲能的容量電價或者容量補償政策，推動各類靈活性資源合理競爭。
多應用場景發揮功效
事實上，儲能擁有多重價值，除用戶側外，還包括電源側和電網側，不同的應用場景有著不同的價值。
在電源側，一方面，在新能源場站配置儲能，通過儲能裝置改善新能源場站運行特性，從而減少棄風棄光；另一方面，在火電廠配置儲能，參與調峰調頻輔助服務市場。在電網側，需要有大量的儲能資源提供調頻調峰、系統備用和故障調節等公共服務。在用戶側，主要通過在低谷時段儲存電能，在高峰時段釋放供應用電設備使用，從而避免高峰用電時的用電峰值，減少對電網的負荷影響。
在國家能源局今年年初舉行的新聞發布會上，國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦介紹2023年我國新型儲能發展情況時表示：“新型儲能在多應用場景發揮功效，有力支撐新型電力系統構建。”
據了解，多重功效體現在三個方面：
一是促進新能源開發消納。截至2023年底，我國新能源配建儲能裝機規模約為1236萬千瓦，主要分布在內蒙古、新疆、甘肅等新能源發展較快的省份。其中，內蒙古成為全國首個新能源裝機超億千瓦省份，正是以兩個“新能源+儲能”項目于4月1日并網作為標志。
二是提高系統安全穩定運行水平。截至2023年底，我國獨立儲能、共享儲能裝機規模達1539萬千瓦，占比呈上升趨勢，主要分布在山東、湖南、寧夏等系統調節需求較大的省份。
以江蘇省容量最大的獨立共享儲能項目為例，江蘇豐儲20萬千瓦/40萬千瓦時儲能電站于2023年11月29日并網。該儲能項目為當地200萬千瓦新能源提供配套支持，配置8個儲能子系統，共80套儲能單元，儲能電池采用磷酸鐵鋰電池，儲能系統中的電能經逆變升壓后接入220千伏電網。值得一提的是，該儲能電站以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議。各新能源發電企業可通過租賃儲能電站的方式來滿足自身功能需求。該模式打破了儲能站與發電站“1對1”的傳統對應關系，轉向“1對N”的關系。
三是服務用戶靈活高效用能，廣東、浙江等省份的工商業用戶儲能迅速發展。
浙江省可謂是我國工商業儲能發展的“頂流”之一。《2024年全球儲能行業趨勢預測報告》顯示，2023年全年，浙江省工商業儲能備案項目數量超1100個，總規模超過1.9吉瓦/4.5吉瓦時。在商業模式方面，目前采用合同能源管理或融資租賃等模式的項目數量占比近九成，總容量規模占比超90%。目前，國內工商業儲能市場仍處于早期階段，由于投資成本相對較高，以及對項目運營不熟悉，以合同能源管理模式為主，由能源服務方（投資方）投資購買儲能系統，按照事先約定的比例分享儲能收益，業主只需要提供土地即可獲得分成，能夠有效規避風險。為緩解資金壓力，“合同能源管理+融資租賃”模式逐漸流行起來。
儲能規劃需進一步宏觀把控
為推動新型儲能產業多元化高質量發展，多位業內專業學者均提到儲能與系統規劃相結合的重要性。
“立足儲能在電力系統中的作用和定位，結合當地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，以電力系統規劃為龍頭，有序引導建設節奏，避免資源重復配置。”劉永東表示，從優化電力系統運行、提高儲能利用率等角度出發，應鼓勵新能源場站以租賃獨立儲能部分容量的方式落實調節資源的要求，逐步擴大獨立儲能（共享儲能）比例，提升調用友好性。
廣東新型儲能國家研究院有限公司負責人陳建福也認為，新型儲能要想真正發揮價值，電網作為應用側，應從規劃、調度、運行、市場機制等方面持續發力，研究儲能規模化、安全防控、優化調度運行等問題。無論是電源側、電網側還是用戶側，都應重視規劃的作用，從需求出發，把規劃搞清楚，這對儲能發展意義重大。
“在儲能規劃方面，還需進一步從宏觀上進行把控，特別是在大電網和配電網中配置儲能的協調問題還需進一步研究，既要明確不同層面儲能投資的主體功能，又要兼顧考慮儲能對電力系統新能源消納和安全穩定支撐的全局作用。”清華大學電機系長聘副教授、電力系統研究所副所長胡澤春表達了相同的觀點。同時，他對近年來儲能發展政策體系不斷完善表示了認可：“體制機制在逐步建立，取得了明顯的進步和成效。”
儲能產業如初春天氣般乍暖還寒，雖任重道遠，但未來可期。劉永東表示，隨著新型電力系統建設的不斷推進，最終將建成以新型儲能和抽水蓄能為主，多類型儲能協同互補的儲能體系，全面滿足系統日內調節與短時支撐等方面的需求。
責任編輯：余璇
