發(fā)電側新型儲能如何盤好經(jīng)濟賬?

　　在個別省份，發(fā)電側儲能項目經(jīng)濟性差、成本疏導難、社會投資意愿低等問題凸顯，提高發(fā)電側儲能的綜合價值成為業(yè)內(nèi)關注的焦點。

　　在國內(nèi)“風光”滲透率不斷提升的背景下，預計到2025年，發(fā)電側新型儲能裝機量將達22.4GW，較2022年增長3倍多，并在2030年進一步提升至75.1GW——中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟和自然資源保護協(xié)會日前共同發(fā)布的《雙碳背景下發(fā)電側儲能綜合價值評估及政策研究》(以下簡稱《研究》)做出預測。

　　近兩年，國家多個頂層文件明確提出大力發(fā)展發(fā)電側儲能，各地也相繼出臺鼓勵或強制新能源配儲政策。但據(jù)《中國能源報》記者了解，在個別省份，發(fā)電側儲能項目經(jīng)濟性差、成本疏導難、社會投資意愿低等問題凸顯，提高發(fā)電側儲能的綜合價值成為業(yè)內(nèi)關注的焦點。

　　政策驅動爆發(fā)式增長

　　儲能在“發(fā)、輸、配、用”各環(huán)節(jié)都有所應用，按運營場景大體分為發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側。除用于火電廠調(diào)頻輔助服務外，還常用于穩(wěn)定風電、光伏等發(fā)電設備，平滑新能源出力的功率波動性，減少棄光棄風。

　　中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2022年底，發(fā)電側新型儲能累計裝機規(guī)模超過6GW，同比增加137%。其中，新增投運規(guī)模超過3.5GW，同比增長248%。過去5年，發(fā)電側新型儲能累計裝機復合增長率超過110%。過去10年，電源側新型儲能累計裝機比例在21.2%-47.6%之間，其中2022年電源側新型儲能裝機占比最高，達47.6%。發(fā)電側儲能技術分布上，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)峰氣電按預期投運基礎上，還需新增火電靈活性改造1.2億千瓦以上，建設 3000萬千瓦-5000萬千瓦新型儲能。

　　中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長岳芬指出，我國發(fā)電側儲能現(xiàn)有應用以2h的能量型為主，而在短時間尺度(慣性支持、一次調(diào)頻)和長時間尺度(中長期電壓調(diào)節(jié))少有實際應用。既有儲能項目應用功能較單一，核心目標大多局限在1-2種，綜合多種應用功能的儲能系統(tǒng)較少。“2021年新增新型儲能平均儲能時長為2小時，隨著新能源滲透率提高，電力系統(tǒng)對4小時以上的儲能需求逐漸增加，儲能時長將由當前的2小時增至2030年的3.2小時。”

　　配儲經(jīng)濟性困境凸顯

　　基于全國范圍內(nèi)峰谷差價持續(xù)拉大和時段優(yōu)化，用戶側儲能收益模式較為清晰。而發(fā)電側、電網(wǎng)側儲能卻面臨投資成本高、回報周期長的盈利難題。

　　對業(yè)主而言，最關心的還是成本問題。“我們在內(nèi)蒙古、安徽、江西、河北、新疆等地無市場化獨立儲能身份的新能源場站配儲項目無收益模式，近一年收入幾乎為零。”國內(nèi)某能源企業(yè)高管坦言，“這些項目在建而不用情況比較普遍，導致部分電站利用系數(shù)低，增加了新能源建設成本，更談不上收益。”

　　據(jù)《中國能源報》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獨立儲能的政策，但電站運營相關方較多，運行模式、計量、偏差處理等問題頗為復雜，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率低，電站方主動投資配套儲能的動力不強;火儲聯(lián)合調(diào)頻是目前市場化程度最高、投資回報相對較好的應用領域，但規(guī)模有限;新能源單獨配儲，成本由新能源場站單獨承擔，經(jīng)濟性最差。

　　提高循環(huán)次數(shù)，降低投資成本是儲能電站盈利的關鍵，但往往在實際運營中不及預期。“廠家稱電芯循環(huán)壽命可達6000—8000次，但實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℃)下進行，而現(xiàn)實應用中，天氣、場景對儲能系統(tǒng)實際使用壽命影響非常大。”上述能源企業(yè)高管強調(diào)，企業(yè)并不是追求技術最先進，而是要追求性能和價值的最大統(tǒng)一。

　　增加盈利能力是當務之急

　　清華大學教授夏清認為，市場機制是問題的根源。“以中長期為主、現(xiàn)貨市場為輔的電力市場模式難以適應風光儲高比例的發(fā)展，新能源的波動性只有到現(xiàn)貨階段才能準確預測。因此，隨著新能源比例提高，需要逐步構建以現(xiàn)貨市場交易為主、差價合約規(guī)避不確定性風險的電力市場體系。”

　　另外，儲能規(guī)模化發(fā)展，更要加大調(diào)度應用，使其充分發(fā)揮價值。“水電大省具有明顯的豐水期和枯水期，一般有外送需求，需重點關注氫能等跨季節(jié)儲能或采用風光水互補方案;火電大省多為負荷中心，一般有多個特高壓直流落點，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)多時間尺度有功功率不平衡。”岳芬進一步指出，利用兩種或多種儲能技術配合應用的混合儲能可實現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補，滿足不同應用場景、不同運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，要進一步加強新技術、新產(chǎn)品研發(fā)及驗證，加快技術產(chǎn)品優(yōu)化迭代，促進儲能技術不斷進步，解決新型儲能安全、壽命、成本等關鍵問題，不斷積累運維經(jīng)驗，加快儲能智慧運維系統(tǒng)研發(fā)應用，充分利用好海量運行數(shù)據(jù)，對潛在故障、風險進行預警，提高場站運維效率。“與此同時，建議主管部門完善電力市場機制，研究出臺電網(wǎng)調(diào)度次數(shù)、容量補償?shù)缺Ｕ闲哉?，以及峰谷價差、現(xiàn)貨補貼等激勵性政策，為新型儲能發(fā)展提供空間，兌現(xiàn)儲能價值，引導電站業(yè)主算好經(jīng)濟賬。”

　　文：中國能源報 記者 盧奇秀