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新能源+储能: 新标配要有新作为
作者:能源评论•首席能源观 刘为 岳芬    发布于:2020-07-07  13:39:19    文字:【】【】【
    没有安装储能设施的新能源电站,不仅会影响电力系统的安全,而且可能导致电力市场出现令人瞠目的负电价。2020年,受新冠肺炎疫情影响,新能源大国德国仅在1~3月间就出现了128小时的负电价。(来源:微信公众号“能源评论•首席能源观” ID:CEO_ER)
    如果借助储能技术,完美解决新能源消纳难题,不仅负电价出现的概率会降低,而且电力系统的运行会更加安全。
    “新能源+储能”的搭配,如今在国内备受关注,未来也将大有作为。
新趋势 新标配
    在我国,“新能源+储能”并非新概念。
    在发电侧,“新能源+储能”最典型的应用案例是在“三北”地区的友好型可再生能源场站。得益于储能技术的应用,“弃风”“弃光”等问题较好地得到解决,同时,储能技术在电网平滑输出、跟踪计划出力等都具有显著的支撑作用。
    在用户侧,光储充电站是储能应用的典型场景。这种储能系统可以通过削峰填谷实现收益,并能缓解配电网增容的压力,一方面为更多新能源汽车提供大功率充电服务,另一方面可以解决配电网安全问题。与其他用户侧应用场景的商业模式相同,储能在充电站中的应用,主要依靠峰谷电价的套利模式,收益来源比较单一。随着新能源汽车应用规模的快速扩大,配电网运行压力逐步增大,充电站建设增容的问题将是制约其发展的关键。因此,集中式光储充电站成为发展的重要方向。
    进入2020年,“新能源+储能”的应用场景出现了“从电网侧向发电侧转移”的新趋势。同时,投资建设主体也正在向央企特别是发电集团传导,华能、国电投、国家能源集团、大唐等企业相继发布了相关项目建设规划。根据中关村储能产业技术联盟(简称CNESA)不完全统计,已有16个光伏储能项目进入招标及建设阶段。
    另据CNESA初步统计,2020年上半年,受疫情影响,国内储能产业的发展受到一定程度的影响,全国新增投运电化学储能项目装机规模90.5兆瓦,同比下降22%。新增投运项目主要分布在两个领域:一是辅助服务领域,二是可再生能源并网领域。
    目前看,“新能源+储能”的发展仍以政策引导为主。从地方政策看,青海、新疆、西藏、内蒙古、辽宁、吉林、山东、山西、湖北、湖南、河南、安徽、江西等省(自治区)已经相继出台了可再生能源配套储能的支持政策,如对按比例配置储能的可再生能源场站给予优先并网、增加发电小时数等激励措施。这些政策推动了部分光储项目、风储项目的规划和建设进度,让“新能源+储能”开始成为“新标配”。
有新价格也要新机制
    成本是困扰储能行业的老问题,它是否会影响“新能源+储能”的发展?
    从国内储能市场公开中标价格来看,2018~2019年,业主采购储能系统的价格在1.8~2.0元/瓦之间。2020年以来,由于减少亏损、消化产能等原因,储能系统市场公开招投标价格屡创新低。从目前储能系统的采购价格来看,国内市场储能应用于电力系统的成本已经达到甚至低于此前业界公认的规模化应用门槛——1.5元/瓦。
    在国际市场中,即使储能成本高于国内,但由于能够获得多重收益,储能项目的经济性相对较好。比如,为风电、光伏配置一定比例储能系统,变不可控的可再生能源为可控的能源,可以获得一定的奖励或者可再生能源绿色交易证书,这些政策和做法确实大幅推动了这些国家的发电侧储能发展,不仅给发电商带来了经济效益,而且让电力系统获得更高的稳定性和安全性。
    由此可见,成本已经不是导致大部分储能项目经济性差的主要因素。国内储能市场要提高项目经济性,也应从开放市场入手,允许储能系统运营商作为市场主体提供多元化服务,进而获得多渠道收益。
    在“新能源+储能”推动举措上,探索完善的市场交易机制和价格补偿机制显得非常重要。因为只有合理化的市场规则和价格机制,才能让类似项目获取合理的价值回报,实现可持续发展。
    在国内市场,新机制更应关注配置储能后的收益问题。比如,在收益层面,有无储能的新能源场站是否存在差异;如何发挥储能的最大价值,使储能不仅获得有限的电量收入,也能通过参与辅助服务,获得更多合理收益;储能的服务成本是否向电网和用户传导,做到真正的“谁受益谁付费”。以上这些,才是决定“新能源+储能”能否走向长远的关键因素。
新政策激发新作为
    5月19日,国家能源局就《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》征求意见。《意见》提出,鼓励建设新一代电网友好型新能源电站,探索市场化商业模式,开展源、网、荷一体化运营示范。
    6月18日,国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》,提出要推动能源高质量发展,不断提高能源安全保障能力。《意见》同时要求,提升电力系统调节能力,进一步完善调峰补偿机制,加快推进电力调峰等辅助服务市场化,探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制,提高调峰积极性。
    众所周知,新能源发电具有波动性强、调控能力差、暂态支撑弱的特点,而储能既可以平抑新能源发电波动、改善电能质量、存储余电、解决消纳问题,又可以提升电网调度的灵活性。因此,只有能够持续稳定地保障供电和及时响应用户用电需求的新能源电站,才能称之为电网友好型新能源电站。而“新能源+储能”作为实现这一目标的关键技术之一,在推动新一代电网友好型新能源电站落地的过程中,有望发挥更大的作用。
    当前,我国可再生能源规模化发展和消纳形势严峻。中东部地区前瞻性要求配置储能系统,实则是在解决未来可能面临的弃电问题。相关政策也对可再生能源场站提出了更高的要求,比如一次调频功能等。
    对于即将出现的“新一代电网友好型新能源电站”,其场站的本质未发生根本性变化,但随着高比例可再生能源结构的实现,可再生能源对电力系统稳定性的影响应当更小,因此对“友好”的要求也会越来越高。未来,可再生能源场站将不仅作为单一发电主体存在。储能在电量搬移、平滑出力、频率调节等方面的多重价值也会充分显现,将成为可再生能源场站的技术支撑。
    在《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》中,建设“新一代电网友好型新能源电站”被认为是推动新能源发电方式创新转型的一种方式,强调探索市场化商业模式,通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计,在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。
    因此,建设“新一代电网友好型新能源电站”需通盘考虑可再生能源、电网和储能的协同发展。除执行能源监管部门“两个细则”及辅助服务市场相关政策,不同行业主管部门也应做好顶层规划及落地实施,建立可持续的消纳长效机制,让新模式能有新作为。
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