中國儲能網(wǎng)訊：雙碳目標下，新型儲能是實現(xiàn)高比例可再生能源接入及消納的關(guān)鍵支撐技術(shù)之一。近年來，國內(nèi)新型儲能裝機規(guī)模持續(xù)快速增長，截至2023年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模超過1733萬千瓦，其中2023年上半年全國新投運新型儲能裝機規(guī)模約863萬千瓦，達到此前歷年累計裝機規(guī)?？偤?。然而，儲能投運規(guī)模不斷擴大的背后，卻存在實際項目利用率普遍較低的突出問題，高額投資成本無法回收嚴重制約了儲能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展。本文分析了當前電源側(cè)儲能利用率不高的原因，并提出了相關(guān)建議。 新型電力系統(tǒng)的核心顯著特征是新能源在電源結(jié)構(gòu)中占據(jù)主導地位，根據(jù)我國碳達峰行動方案，2030年我國風電、太陽能發(fā)電總裝機規(guī)模將達12億千瓦以上。新能源具有隨機性、波動性、間歇性特點，屆時日發(fā)電出力波動將達數(shù)億千瓦，系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源需求將極大增加。目前系統(tǒng)中的發(fā)電側(cè)靈活性調(diào)節(jié)資源主要包含火電、抽水蓄能以及新型儲能。大量新建火電不利于雙碳目標的實現(xiàn)，抽水蓄能則受資源因素制約，可建規(guī)模不能滿足系統(tǒng)需求，因此迫切需要大力發(fā)展新型儲能，促進新能源高比例消納，保障系統(tǒng)安全高效運行。 當前國內(nèi)電源側(cè)儲能的規(guī)模增長主要受各地新能源配儲政策的驅(qū)動。實際運行方面，根據(jù)中電聯(lián)2022年發(fā)布的調(diào)研報告，國內(nèi)電化學儲能電站的利用率總體較低，新能源配儲平均等效利用系數(shù)僅為6.1%，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。電源側(cè)儲能利用率不高使得其在新型電力系統(tǒng)中的功能價值難以發(fā)揮，造成資源浪費，同時也使得其成為發(fā)電企業(yè)內(nèi)部消化的成本項，影響了企業(yè)進一步投資儲能的熱情。 目前國內(nèi)多個省份將儲能作為新能源發(fā)電項目的資源配置條件，但相關(guān)政策大多未對所配置儲能的利用小時數(shù)及運行效果提供保障及約束，重配置而輕應用，一定程度造成儲能運行效果發(fā)揮不足。另一方面，各地儲能配置比例大多在10%-20%，“一刀切”式的配置要求不僅在儲能容量、類型方面缺乏科學性設(shè)計，超出實際需求，同時還未充分考慮當?shù)貙τ谑鑼滦蛢δ艹杀镜某惺苣芰?，部分?jīng)濟欠發(fā)達區(qū)域分布過于集中，導致儲能出現(xiàn)建而不用的局面。
新能源配儲成本較高，部分項目儲能占新能源項目總投資成本的近20%。根據(jù)行業(yè)相關(guān)數(shù)據(jù)，配置比例為10%、時長兩小時的儲能，項目投資收益率將降低1%。當前國內(nèi)新型儲能參與電力市場的機制尚不完善，電源側(cè)儲能缺乏有效的市場參與途徑及價格機制，儲能主動運行的動力未被激發(fā)，投資成本主要由企業(yè)內(nèi)部消化。電能量市場方面，盡管部分地區(qū)電源側(cè)儲能可以通過電能量市場“低充高放”獲取收益，但高價差場景相對有限，平均價差水平不高，不能覆蓋投資及運行成本。輔助服務(wù)市場方面，新能源所配儲能參與輔助服務(wù)交易的機制有待建立，同時已有輔助服務(wù)市場的交易品種及價格水平也未充分體現(xiàn)儲能靈活性價值。
3、設(shè)備運行故障頻發(fā)，產(chǎn)品質(zhì)量尚需檢驗
儲能行業(yè)的高速發(fā)展帶動了產(chǎn)品設(shè)備的快速迭代，同時也造成儲能設(shè)備質(zhì)量性能尚未經(jīng)過市場長期檢驗，啟動程序失靈、電池欠壓、通訊信號斷開、變壓器損壞等造成非計劃停運的情況時有發(fā)生。此外，在儲能成本無法得到充分回收的情況下，部分項目迫于成本壓力，選擇了性能較差、成本較低的儲能產(chǎn)品，建設(shè)及運營環(huán)節(jié)相對粗放，也對儲能的正常運行造成影響。
4、調(diào)發(fā)機制尚不健全，運行積極性受到影響
目前多數(shù)省份新能源配套儲能由電網(wǎng)調(diào)管，利用率難以保障，安徽、內(nèi)蒙古等地的部分項目年均調(diào)度次數(shù)僅數(shù)十次。此外，部分地區(qū)光伏配儲在午間充電，晚高峰放電的情況下，電網(wǎng)默認光伏非發(fā)電時段無電量，將放電電量平移至充電時段結(jié)算，既無價差收益，又因充放效率損失部分電量，極大打擊了儲能的運行積極性。
導致電源側(cè)儲能利用率不高的因素涉及規(guī)劃、交易、設(shè)備質(zhì)量、運行等多環(huán)節(jié)，且各因素之間相互關(guān)聯(lián)，彼此影響，僅解決單一問題難以改善現(xiàn)狀。推動電源側(cè)儲能利用率的提高需要加強政策與機制設(shè)計的系統(tǒng)性謀劃，多點發(fā)力，注重各環(huán)節(jié)機制間的相互配合，為電源側(cè)儲能的可持續(xù)發(fā)展創(chuàng)造良好條件。 （一）加強科學規(guī)劃，推動電源側(cè)儲能合理布局、有序建設(shè)。儲能建設(shè)規(guī)模應結(jié)合各地電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)需求、靈活性資源情況、電價承受能力等因素科學規(guī)劃，建議各地堅持需求導向，深入開展新型儲能發(fā)展需求研究論證工作，根據(jù)實際確定儲能配置類型及規(guī)模，避免無序發(fā)展、過熱發(fā)展。取消各地將強制配套儲能作為新能源資源獲取條件的有關(guān)政策，將新型儲能發(fā)展轉(zhuǎn)到以規(guī)劃規(guī)范、價格機制引導的軌道上來。 （二）完善市場機制，拓寬電源側(cè)儲能盈利渠道。長遠來看，電源側(cè)儲能需通過市場化機制實現(xiàn)自身的可持續(xù)發(fā)展。建議建立健全新能源配套儲能參與電能量交易、輔助服務(wù)交易及容量競價的途徑及價格機制。進一步完善分時電價機制，反映市場真實供需信號。進一步細化調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的品種設(shè)置，針對快速響應、爬坡等技術(shù)要求較高的輔助服務(wù)設(shè)置高價格上限，充分反映儲能的靈活性價值。 （三）建立激勵機制，激發(fā)儲能利用主動性。建議基于儲能實際運行效果對新能源場站進行區(qū)分，針對儲能利用率較高、系統(tǒng)調(diào)節(jié)貢獻較大的新能源項目，在兩個細則考核及發(fā)電側(cè)費用分攤中給予正向激勵，體現(xiàn)配儲價值。短期內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能難以通過市場方式回收成本情況下，建議研究相關(guān)容量補償機制，根據(jù)儲能實際利用率設(shè)定補償標準。 （四）優(yōu)化調(diào)發(fā)機制，發(fā)揮市場主體自主性。建議優(yōu)化儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提高儲能利用效率。同時，發(fā)揮發(fā)電企業(yè)自主性，根據(jù)價格信號進行儲能調(diào)發(fā)，并根據(jù)實際市場價格予以結(jié)算。
