新能源
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隨著新能源裝機的不斷增長，儲能發(fā)展正“風生水起”。2023年被諸多業(yè)界人士稱為“國內工商業(yè)儲能元年”，由于全國范圍內峰谷差價不斷加大，工商業(yè)儲能開始顯現盈利性，同時，儲能市場也有大量新企業(yè)涌入，行業(yè)呈現“欣欣向榮”的景象。不過，為支撐新能源大規(guī)模發(fā)展，新能源與儲能疊加帶來的成本等問題，仍需模式創(chuàng)新和政策破局。 “頑疾”仍存 “建而不用”問題尚待解決 儲能的持續(xù)火熱，得益于其在新型電力系統(tǒng)中的作用。“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著隨機波動性強的風電和光伏將成為電力系統(tǒng)的主體。”上海正泰電源系統(tǒng)有限公司總經理周承軍表示，“新能源+儲能”的目的是為了充分發(fā)揮新型儲能效率高、響應快、建設周期短的優(yōu)勢，提升新能源的消納能力和電力系統(tǒng)的調節(jié)能力，確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。 但與此同時，新能源疊加儲能帶來的成本增加，則長期以來，“新能源+儲能”受到詬病的“頑疾”之一。在周承軍看來，新能源配置儲能，很長時間內儲能部分都是成本項，相當于增加了新能源電站開發(fā)商的投資成本。他指出，目前，新能源配置儲能的收益模式問題需要解決，比如“成本主體和獲益主體不一致”的問題和“收益來源單一”的問題。 對此，廈門科華數能科技有限公司常務副總裁崔劍也認為，目前，新能源配儲項目的盈利模式尚未清晰。他表示，從經濟性來看，當前，我國儲能企業(yè)已在發(fā)電側、輸配側、用戶側開拓多種盈利模式，主要有削峰填谷收益、調峰調頻等電網輔助服務、配套儲能租賃、共享儲能、能源合同管理等模式，“從當前收益模式漸豐富的市場現狀來看，未來單項目多層收益模式待發(fā)展。” “新能源+儲能替代化石能源成為主體能源，已成為行業(yè)共識，但必須解決成本問題。”岳芬強調，新型儲能的單位成本需要降低，至少要和抽水蓄能相當。她指出，整體上，新能源加儲能，要能夠提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源，同時新能源加儲能的發(fā)電價格還要不高于化石能源的價格，“要達到這樣的目標，需要從技術和政策上進行持續(xù)推動。” 據岳芬介紹，近年來，二十多個省份發(fā)布了鼓勵或強制新能源配置儲能的政策，配置比例在5%-30%之間，時長大約為1-4小時。在新能源迅猛發(fā)展和強制配儲政策推動下，2022年新增新能源配儲裝機規(guī)模占比達電源側裝機規(guī)模的91%，以光儲和風儲應用為主，占比分別為62%和19%，但新能源配儲存在“建而不用”的問題。為此，《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》明確推動儲能與新能源協(xié)同發(fā)展，為新能源配置儲能實現合理化成本疏導指明了方向。 模式創(chuàng)新 共享儲能引領行業(yè)趨勢 在崔劍看來，不同于新能源強制配儲模式，獨立共享儲能具有共享租賃、市場化交易、輔助服務、容量電價補償等多方面的盈利模式。他介紹，寧夏電投寧東基地200MW/400MWh獨立共享儲能示范項目一期于2022年年底并網，容量100MW/200MWh，是國內首個液冷儲能的電力電子化應用。該項目采用科華數能S³液冷儲能系統(tǒng)解決方案，項目可有效推動寧夏地區(qū)共享儲能市場機制和商業(yè)模式的發(fā)展，對于新能源富集的西北地區(qū)儲能的發(fā)展具有標桿作用。 岳芬表示，截至2021年底，中國已投運共享儲能項目累計裝機規(guī)模為894MW，而2022年一年，新增投運共享項目就達到2.27GW。她表示，多重因素決定市場化的共享儲能/獨立儲能是“十四五”期間儲能的主流發(fā)展形式，“當前獨立共享儲能受到國家及地方層面政策的大力支持，市場需求強烈，未來隨著電力市場規(guī)則逐漸完善，獨立共享儲能將充分體現其商業(yè)價值，成為儲能投資者的首選方案。” 除了共享儲能，岳芬還介紹，用戶側儲能聚合參與需求響應（未來成為虛擬電廠），也將成為助力新能源消納的重要方式。她指出，在政策的大力推動下，江蘇、廣東等省，已經有用戶側儲能項目參與到需求響應的調度中，為新能源消納、電網調峰、緩解限電等做出了貢獻。 對于用戶側儲能，在周承軍看來，在目前峰谷電價差逐漸拉大的趨勢下，自發(fā)自用的分布式項目配置儲能可以提高光伏發(fā)電自發(fā)自用的比例。他認為，分布式光伏配建儲能可以結合充電、換電、隔墻售電、合同能源管理等綜合能源業(yè)務場景，實現用戶側源網荷儲的一體化發(fā)展和風光儲氫、冷熱電等多種能源的協(xié)同發(fā)展，實現區(qū)域內能源自給，推動分布式能源的綠色低碳、高質量發(fā)展。 協(xié)同破局 瞄準盈利模式核心問題 為解決儲能的盈利等問題，除了尋求模式創(chuàng)新外，政策的協(xié)同發(fā)力也十分重要。岳芬認為，儲能的應用政策應瞄準解決盈利模式等核心問題，基于儲能作為靈活調節(jié)資源，可滿足容量充裕度、備用、削峰填谷、新能源消納等多種系統(tǒng)功能需求，允許儲能提供多重服務，以允許其獲得多重收益渠道。同時，要制定完善發(fā)電側儲能參與現貨市場規(guī)則，建立快速調頻、轉動慣量、爬坡速率等新型輔助服務交易品種。 在岳芬還看來，未來需要加快推動新能源參與電力現貨市場，建立儲能與新能源聯合參與市場的交易機制；并盡快建立和完善體現儲能綠色價值的政策體系，建立“電-碳-證”市場協(xié)同機制，使儲能的綠色價值得到充分體現，推動新能源和儲能協(xié)同發(fā)展。 從儲能長期健康發(fā)展的角度，崔劍建議進一步推進電力市場改革，優(yōu)化交易機制，促進現貨市場、中長期市場以及輔助服務的各種交易品種的政策明朗化，完善交易場景，拓寬儲能收益渠道。同時，完善鼓勵用戶側儲能發(fā)展的價格機制，加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現貨市場相銜接的需求側響應補償機制。 對于電力現貨市場，周承軍則認為，儲能參與電力現貨市場和電力輔助服務市場的標準需要繼續(xù)完善，通過健全的電力現貨市場和電力輔助服務市場，能夠對配置的儲能逐步建立起投資收益模型，在一定程度上提高新能源配置儲能的主動性。他還強調，新型儲能商業(yè)模式的核心在于建立良好的電力市場機制，針對“儲能誰來買單”的問題，要基于“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，成本由受益方共同承擔。 “新能源配置儲能一定要通過合適的市場機制和運行規(guī)則來實現其配置儲能的經濟性。”周承軍表示，隨著新能源裝機容量越來越多，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了挑戰(zhàn)，但配置儲能的功率、時長等需要從電力系統(tǒng)整體最優(yōu)的角度考慮，制定符合新能源運行的相關規(guī)則，通過最經濟的手段來滿足電網的要求。 |
責任編輯： 李穎
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