中國儲能網(wǎng)訊：隨著大型光伏基地項目的布局并網(wǎng)，寧夏出現(xiàn)了風光比例失衡。午間新能源消納困難，晚間高峰時段又出現(xiàn)電力供應緊張。儲能作為優(yōu)質的靈活性調(diào)節(jié)資源，具有電源和負荷的雙重屬性，大力發(fā)展儲能符合寧夏多煤少氣缺水的能源特性，也成為電力發(fā)展的剛性需求。
在外送電量方面，寧夏是全國首個外送超過內(nèi)供的省級電網(wǎng)。寧夏所有的火電以及新能源主要集中在中部干旱帶的吳中和中衛(wèi)以東地區(qū)，而60%的負荷是分布在北部的銀川秀山地區(qū)，所以從負荷和電源的分布來看，呈現(xiàn)南北逆向分布的特征。
目前寧夏新能源的總裝機是3700萬千瓦，新能源裝機的滲透率是55%，電量的滲透率達到27%，電力的滲透率是70%，這三項指標均超過歐盟達到國際領先水平。
但是從調(diào)節(jié)資源來看，水電氣電的調(diào)節(jié)資源相當匱乏，占比不足1%，目前主要依靠火電來靈活性調(diào)峰，90%以上的火電已完成了靈活性改造，火電的調(diào)峰能力已挖掘殆盡。預計在十四五末，新能源裝機將超過6500萬千瓦，屆時的裝機滲透率將超過60%，新能源裝機的增速遠超過負荷的增速，同時，分布式項目的占比還將進一步拉大。所以午間新能源消納困難與晚高峰時段電力供應不足的問題將更加凸顯。
在儲能發(fā)展方面，寧夏的政策有以下三個特點：
一是寧夏鼓勵發(fā)展大容量的獨立共享儲能，優(yōu)先鼓勵新能源富足的地區(qū)發(fā)展獨立的共享儲能。單站容量大是寧夏儲能發(fā)展的最大特色，單站容量20萬千瓦的占40%，15萬千瓦的占15%，其余均是10萬千瓦的。
二是明確新能源配儲原則，存量新能源與增量新能源是按照同等要求配建儲能，也就是裝機的10%加兩小時進行配置，新增的新能源項目必須與配套儲能同步投運。
三是制定了總量新能源配置的獎懲措施。從2023年起，未配儲的存量新能源在新能源消納困難時將予以優(yōu)先棄電。在政策的指引下，約1900萬千瓦的存量新能源項目，通過自建或者是容量租賃儲能電站的方式滿足了配儲的要求，這也是推動寧夏儲能規(guī)?？焖僭鲩L最主要的因素。
目前寧夏的并網(wǎng)儲能電站是32座，總規(guī)模為327萬千瓦，位居全國第五。寧夏的絕大部分電網(wǎng)側共享儲能都是獨立電站，儲能和新能源的配比接近9%。2023年，寧夏新增的儲能容量是196萬千瓦，增幅位居全國第三。2024年一季度，寧夏完成了全國首個百兆瓦級的構網(wǎng)型儲能電站的并網(wǎng)，預計2024年寧夏新增的儲能容量是110萬千瓦，到年底儲能裝機將超過400萬千瓦。
從地區(qū)分布來看，寧夏的儲能設施主要分布在新能源富集的南部地區(qū)。從建設類型來看，寧夏的電網(wǎng)側獨立儲能占比達到93%，電源側的配套組僅占7%，從技術類型來看，寧夏全部為電化學儲能，主要為磷酸鐵鋰電池。
從投資集團來看，電網(wǎng)側的獨立儲能主要由大型央企和國企的發(fā)電集團來投資建設。寧夏的儲能一并網(wǎng)就可以進入電力市場交易。
2021年，寧夏出臺了調(diào)峰規(guī)則，在新能源消納困難時，由儲能來充電調(diào)峰，按照充電電量進行補償。調(diào)峰補償?shù)膬r格上限是6毛錢每度電，調(diào)試期打8折。這個是按照火電深調(diào)費用分攤的，由新能源場站按照交易時段的上網(wǎng)電量分攤。
寧夏還挖掘了儲能電力保供的價值，當?shù)卣雠_了全國首個儲能調(diào)峰的規(guī)則，即在電力供應緊張時，儲能放電頂峰，按照放電電量補償，補償?shù)膬r格按照不同時期和成本的差異，分別是每度電一塊二和一塊錢。儲能頂峰補償費用是由市場化用戶按照頂峰交易期間的用電量進行分攤。
另外一個收益模式是容量租賃模式。目前寧夏儲能電站平均容量租賃價格約是220元每千瓦，獨立儲能容量的租賃出租率達到83%。租賃價格呈現(xiàn)下降趨勢，例如楚南電站的租賃費用由2023年初的每千瓦320元，下降到目前的200元每千瓦。
在實際的調(diào)度運行中，寧夏實現(xiàn)了火電壓艙，風光優(yōu)先，儲能調(diào)節(jié)這個智能控制模式，保證了新能源的優(yōu)先消納。
在儲能調(diào)用方面，寧夏實現(xiàn)了風光荷儲協(xié)同控制模式，所有儲能電站全部接入調(diào)度端的自動化系統(tǒng)，調(diào)度員可以實時監(jiān)視電站的運行工況以及充放電的狀態(tài)。
具體的調(diào)用策略是：在日前交易組織階段，首先安排參與儲能調(diào)峰和頂峰的儲能電站報量報價，通過調(diào)度計劃安全校核后，在日前進行預出清。在實施運行中，調(diào)度員根據(jù)電網(wǎng)的實際運行需求統(tǒng)一下令調(diào)用。
在新能源消納和電力保供上，總體原則是先省內(nèi)后省間，也就是說在新能源消納困難時，首先是安排火電進行基礎調(diào)峰，若仍出現(xiàn)消納困難，按照發(fā)電成本最小化原則進行火電的深調(diào)和儲能的調(diào)用。
目前寧夏的火電深調(diào)價格分為4檔，最低價格是0.3元每千瓦時，最高價格為1塊錢每千瓦時。儲能的充電補償價格調(diào)試期和非調(diào)試期分別是4毛8和6毛錢。按照申報價格由低到高來進行調(diào)動，調(diào)用以后如果仍出現(xiàn)新能源消納困難時，就會通過西北跨省調(diào)峰以及省間現(xiàn)貨等手段保障新能源消納。
2023年，寧夏儲能的綜合利用小時數(shù)達到1006小時，超過西北地區(qū)平均近200個小時，最大的充放電的深度約90%，充放電量也是在西北地區(qū)領先。寧夏的儲能平均利用率指數(shù)是56%，排名全國第二，高于全國平均值18個百分點。
2022年底并網(wǎng)的首批電網(wǎng)側獨立儲能電站，在2023年的調(diào)用次數(shù)均超過了300次。2023年新能源消納困難時段，儲能的最大充電電力達到229萬千瓦，促進了新能源電力發(fā)電屢創(chuàng)新高。午間新能源最大出力達到超過2000萬千瓦。儲能調(diào)峰提升了寧夏新能源利用率近1.3個百分點。
寧夏雖然是新能源大省，但在晚高峰時段新能源實際出力只有80萬千瓦，晚高峰最大缺口達到了200萬千瓦，使用儲能頂峰后，最大增加的供電能力是221萬千瓦，相當于7臺30萬的火電機組。
寧夏儲能收益約60%來自輔助服務市場，國家新的價格政策執(zhí)行后，儲能的收益將有明顯的下降。建議加快現(xiàn)貨電力市場建設，根據(jù)供需形勢適當來拉大現(xiàn)貨價差，給予儲能的一個合理的收益。第二，建議優(yōu)化完善頂峰的輔助服務分攤方式，調(diào)動儲能調(diào)節(jié)的積極性。第三，促進儲能參與中長期的電力交易市場，彌補其輔助服務價格下降的影響，形成中長期加現(xiàn)貨加調(diào)頻，加容量租賃這樣多樣化的市場運營模式，促進儲能的健康可持續(xù)發(fā)展。
