火熱的儲能如何平抑供需兩端的電價差

2024年05月17日18:55:06 財經 1946

5月14日，國家發展改革委印發《電力市場運行基本規則》，明確了電力市場經營主體包含儲能企業、虛擬電廠等新型經營主體，在政策層面明確了儲能參與電力市場的主體地位，也為儲能更好參與電網調度和電力輔助服務市場奠定了基礎。

此前，國家能源局在印發的《關於促進新型儲能併網和調度運用的通知》中便明確提出，合理界定新型儲能接受調度範圍，保障新型儲能高效併網調度；豐富新型儲能的市場化商業模式，為各地積極探索新型儲能容量租賃、容量補償和以市場化方式形成相關價格機制提供參考。

作為電力系統運行的穩定力量，新型儲能可在電力系統運行中發揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，降低大規模新能源電力併網對電網形成的衝擊。同時，在新能源裝機大規模發展背景下，新能源電力逐步走向市場化消納導致部分地區新能源電力上網電價偏低，而電網改造成本和煤電機組的發電成本則有了較大抬升，用戶側電價面臨調整的壓力。儲能該如何發揮自身調節電源的作用，推動新能源發電側和用戶側兩端實現穩定發展，這是當下儲能參與電力市場的重要使命。

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儲能是構建新型電力系統的核心，是推動可再生能源大規模發展的基礎

能源轉型的主要方向便是推動可再生能源的發展，逐步實現新能源對化石能源的替代，並構建適應新能源電力特點的新型電力系統。然而新能源電力具有隨機性、波定性等特點，大規模可再生能源併網會對電網安全產生重大影響。因此，儲能尤其是新型儲能便成為了構建新型電力系統、推動可再生能源發展的核心和關鍵力量。

近兩年，隨着新能源裝機和發電量佔比的快速增長，新型儲能的發展受到了世界各國的重視，全球開始加快儲能設施的建設。數據顯示，截至2023年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模289.2GW，年增長率21.9%。其中，新型儲能累計裝機規模達91.3GW，是2022年同期的近兩倍。

與此同時，我國儲能發展也十分迅速。2021年以來，國家能源局先後印發《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》等政策文件，2024年政府工作報告中提出“發展新型儲能”，首次將新型儲能寫入政府工作報告。

在此背景下，我國新型儲能裝機規模實現了飛躍式發展。數據顯示，截至2023年底，全國新型儲能裝機規模達3139萬千瓦，較2022年底增長超過260%，相當於1.4個三峽水電站的裝機容量，可以滿足2000萬戶居民的用電需求。其中電源側、電網側儲能裝機規模佔比超過90%，目前全國新型儲能裝機已十倍於“十三五”末規模。

今年，國內各地紛紛加大儲能項目建設力度。今年年初，國家能源局以公告形式正式發布56個新型儲能試點示範項目名單。廣東儲能項目的備案數量同比增長超5倍；江蘇將有400萬千瓦新型儲能併入國家電網。據中關村儲能技術聯盟預計，2024年國內新型儲能新增裝機30-41GW，2030年國內新型儲能累計裝機規模將達221GW-314GW。

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儲能市場仍面臨著長時儲能技術不足和利用率不高的痛點

儲能最終需要通過參與電力市場和電網調度來實現自身的盈利。但目前，多數地區採用新能源配建儲能方式，新型儲能布局與系統調節需求不太匹配，部分地區新型儲能併網和接入標準尚不健全，導致儲能利用率較低；同時，長時儲能項目佔比較少，儲能參與電力市場或接受電網調度的能力有限，導致儲能項目整體收益不佳。

根據國家能源局數據，我國部分新型儲能利用情況不及預期，特別是新能源側配置的新型儲能，等效日均充放電次數僅為0.3次左右。從儲能時長看，全國新型儲能項目平均儲能時長2.2個小時，儲能時長不足2個小時的項目裝機佔全部裝機的12.9%，2個小時至4個小時的項目裝機佔比74.6%，4個小時以上的項目裝機佔比僅為12.5%。

儲能的盈利模式主要有現貨套利、輔助服務、容量電價和容量補償等，無論哪種模式都對儲能可以發揮的時長有所要求。據北極星儲能網統計，目前已有24省區發布新能源配儲政策。其中多地市儲能時長要求在2小時及以上。雖然短時儲能可以解決電力系統在瞬時擾動下保持平衡等電網安全性問題，但隨着可再生能源裝機規模的增長，新能源電力消納和電網的穩定均需要長時儲能的參與。

國家發改委、國家能源局在發布的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》中便提出，推動實現壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業化發展初期。據全球能源互聯網發展合作組織預測，到2050年長時儲能儲電量將佔到全部儲能儲電量的95%，成為提供能量調節能力的重要手段。