中國儲能網(wǎng)訊：近日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會在第三屆中國儲能大會上發(fā)布的《2024年度電化學(xué)儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示：2024年新能源配儲整體運行平均利用率指數(shù)32%，比2023年提升15個百分點。電網(wǎng)側(cè)儲能年均等效充放電次數(shù)248次，平均利用率指數(shù)52%，比2023年提升14個百分點。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會專職副理事長王抒祥指出，我國以電化學(xué)儲能為代表的新型儲能調(diào)度利用水平持續(xù)提升，有效促進了新能源消納，起到頂峰保供以及保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的作用，有力支撐了我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)。
■■ “建而不用”形象轉(zhuǎn)變
近年來，我國風(fēng)電光伏開發(fā)利用規(guī)模快速增長，截至2024年底,新能源發(fā)電裝機容量達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規(guī)模。新能源利用率連續(xù)6年超過95%。
“新能源發(fā)電出力具有隨機性、波動性，大量電力電子裝備并入電網(wǎng)，系統(tǒng)運行特性發(fā)生重大變化，電力系統(tǒng)面臨著保供、消納和穩(wěn)定挑戰(zhàn)。”國網(wǎng)能源院院長魏玢指出，新能源出力和負荷特性匹配度不高，負荷高峰時段電力支持能力不足，風(fēng)電參與平衡能力約為裝機容量的5%—15%，光伏發(fā)電在全國大部分地區(qū)參與平衡能力為零。新能源裝機仍維持快速增長態(tài)勢，超過系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的增長速度，新能源利用率將處于下降通道。
“2024年國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)新能源新增規(guī)模2.67億千瓦，是新增調(diào)節(jié)能力的2.5倍。最大日波動超過2.5億千瓦，已有青海、甘肅等10個省份新能源裝機超過最大負荷?！蔽虹憬榻B，通過科學(xué)制定儲能調(diào)度運行方式，消納困難時段儲能最大充電電力近3000萬千瓦，促進新能源消納210億千瓦時。在迎峰度夏、度冬期間儲能最大放電2860萬千瓦，發(fā)揮了良好保供作用。
南方電網(wǎng)特級戰(zhàn)略專家鄭耀東表示，新型儲能的運行情況正在逐步改善，不能再簡單地用“建而不用”或“調(diào)而不用”來形容新型儲能的現(xiàn)狀。
在國家電力調(diào)度控制中心副主任張振宇看來，作為優(yōu)質(zhì)小時計調(diào)節(jié)資源，新型儲能可通過電量時空轉(zhuǎn)移對日內(nèi)短時電力電量平衡起到一定支撐作用。截至目前，江蘇、安徽、浙江等地明確發(fā)布迎峰度夏、迎峰度冬期間新型儲能調(diào)用價格支撐政策，是電力保供的重要保障。
■■ 滾動修訂儲能發(fā)展規(guī)劃
新型儲能將逐步成為電力系統(tǒng)的重要基礎(chǔ)設(shè)施，深度融入系統(tǒng)各環(huán)節(jié)。魏玢預(yù)計，“十五五”期間最大負荷增量5億千瓦，從滿足系統(tǒng)新增保供需求來看，增加新型儲能可以一部分替代煤電，新增新型儲能1.8億千瓦，可滿足超過1/4的增量保供需求。
值得注意的是，儲能增加到一定規(guī)模后，其邊際保供能力下降。魏玢指出，電力缺口小于最大負荷5%—10%時，日內(nèi)等效缺口時長小于長時儲能時長，儲能保供作用充分發(fā)揮，其有效容量系數(shù)為1；電力缺口達10%—20%時，日內(nèi)等效缺口時長大于儲能時長，儲能在高峰缺電時段內(nèi)分散出力，可填補的電力缺口幅值小于其額定容量，有效容量系數(shù)下降至0.34—0.93；電力缺口占比低于最大負荷20%時，低谷時段可充電量無法滿足負荷高峰期缺口電量，進一步增長新型儲能裝機將出現(xiàn)頂峰保供“飽和效應(yīng)”，需考慮新增常規(guī)電源或跨日、跨區(qū)輸電、長時儲能等保供措施相配合。
“在電量不平衡情況下，新型儲能‘無電可充’或是‘無電可放’，靈活調(diào)節(jié)作用難以充分發(fā)揮。”張振宇建議，儲能配置應(yīng)匹配需求、合理規(guī)劃，根據(jù)各地負荷特性、新能源出力特性等，論證差異化的保供應(yīng)和促消納需求，科學(xué)分析電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)的新型儲能需求規(guī)模和特性，因地制宜合理配置和優(yōu)化組合方案。滾動修訂完善儲能發(fā)展規(guī)劃，優(yōu)化儲能規(guī)模布局、建設(shè)時序，合理確定利用小時數(shù)。
■■ 按場景完善價格機制
在單純消納、保障電網(wǎng)安全需求下，新型儲能運行及成本壓力較大，市場機制和價格機制有待進一步完善。
“目前大多數(shù)儲能項目仍面臨盈利難題，僅可獲取現(xiàn)貨價差、輔助服務(wù)費用、容量租賃等收益模式中一到兩種，盈利空間有限。”鄭耀東坦言，新型儲能電站的建設(shè)和運行成本是影響其盈利的關(guān)鍵因素。以一個100MW/200MWh的儲能電站為例，按年充放電次數(shù)350次，系統(tǒng)壽命20年測算，其全生命周期運行滿足0.42元/瓦時的收益，才能實現(xiàn)投資回本。
“如果容量市場能夠提供每瓦時0.17元的收益，現(xiàn)貨市場價差收益增加約0.05元，輔助服務(wù)收益再增加約0.05元，那么三者相加即可達到0.42元/瓦時的收益目標?！编嵰珫|分析，新型儲能的靈活性決定了其需要在多種應(yīng)用場景中尋找價值，例如在不同時間段內(nèi)實現(xiàn)多重用途，以充分發(fā)揮其“一體多用、分時復(fù)用”的價值。
魏玢建議，加快完善新型儲能市場機制。推動各類儲能參與市場交易，允許儲能設(shè)施以獨立主體，與新能源組合、負荷聚合體、虛擬電廠等多種形式參與電力市場，建立儲能市場化發(fā)展的商業(yè)模式。以保供應(yīng)為主要應(yīng)用場景的儲能，應(yīng)參照火電、核電等其他調(diào)節(jié)電源，在電能量、輔助服務(wù)市場外，給予一定的容量補償，保障其規(guī)模合理增長。以促消納為主要應(yīng)用場景的儲能，主要通過現(xiàn)貨市場的峰谷價差、輔助服務(wù)市場獲得收益。
