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新能源标配储能或成趋势 既要“有效”也要“有利”
作者: 编辑:输配电 来源:中国南方电网 日期:2021-04-16 浏览量:

“当前,世界主要国家和地区高度重视新能源技术发展,不断加大投入力度。新能源技术创新与颠覆性能源技术突破已经成为持续改变世界能源格局、开启全球各国碳中和行动的关键手段。”4月12日,在《新能源技术研究的机遇与挑战》报告发布会上,中国科学院科技战略咨询研究院院长潘教峰指出。

  国际可再生能源署4月5日发布报告显示,中国是全球最大的光伏发电生产国,亦是太阳能装机容量增速最快的国家,目前约占全球总量的三分之一。

  而在业内人士看来,“新能源+储能”已成为储能市场未来发展的大趋势,由于风电、光伏的波动性,储能将在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥关键作用。

  新能源+储能协同发展是大势所趋

  新能源加储能远非全新的赛道,但在过去几年,其发展势头一直被用户侧储能和电网侧储能所压制,直到去年才全面爆发。

  截至目前,新疆、青海、湖北、湖南、内蒙古、山东、山西等地均出台了新能源配建储能的相关政策,多地要求可再生能源项目配置5%—20%、1—2小时的储能项目。

  不少业内人士大胆预测,“十四五”期间,新能源将在更多省份成为主力电源。届时,电力系统调峰能力不足将不是个别省份、局部地区的问题,储能将成为可再生能源发展的关键支撑技术,两者协同发展是大势所趋。

  众多周知,新能源发电具有波动性和间歇性,受气象因素影响较大,这增加了电力系统平衡压力。在电力系统运行中合理应用大规模储能技术,可以确保新能源发电、电网电压、频率与相位变化相匹配,进而降低新能源电力波动对电网产生的不利影响,而且也可加强风电和光伏发电并网的安全性及稳定性,让电网吸纳更多的新能源。

  “原来的电力市场结构中,用户端是波动的,发电端是可控的,当用户端波动的时候可以控制发电端实现动态平衡,但现在电力结构中用户端更加不可控,电网端还增加了大量不稳定、不可控的可再生能源接入。这样用户端和发电端两边都不可控了,怎么解决?谁来解决?这是整个电力系统的责任。”中国能源研究会储能专业委员会主任委员、中科院工程热物理所副所长陈海生认为,新能源配套储能是当前最具可行性的解决方案,并已经成为行业公认的发展趋势。

  在实际操作过程中如何配储能,决定着储能是否能发挥最大效用。专家们普遍认为,“有效”和“有利”是可再生能源配储能的首要原则。“有效”指的是通过储能应能够实现可再生能源的优化利用,尽可能减少弃风弃光,保障电网安全运行,提高电能质量;“有利”指的是储能要有经济性,通过配置储能,使得发电、电网、用户得到的收益最终高于储能的成本投入。

  专家建言储能“谁受益谁买单”

  尽管各地出台多项政策鼓励配建储能,但在实际推广中,对“谁来买单”的问题各方争执不下。

  “都站在自己立场上,不愿意出钱。发电企业依据《可再生能源法》,认为电网就应当尽发尽收;电网企业认为,自己就是一个过路通道,可再生能源上网会造成的波动,应该自己解决好再上网;用户觉得自己买电一直是即插即用,凭什么要多加钱。”有知情人士坦言,“如果投资成本不能引导出去,就没人愿意投资。”

  据《中国能源报》报道,为破解这一难题,国家发改委相关部门已多次召开储能成本分摊的会议,试图让发电、电网和用户侧按一定的比例,共同承担储能的建设成本。

  去年全国两会,全国政协常委、正泰集团董事长南存辉带来了优化电网侧储能成本疏导机制的相关提案。他指出,储能尚处于早期开发阶段,目前存在的一些规定在一定程度上抑制了储能成本通过输配电价进行疏导,影响了相关企业建设储能电站的积极性,制约了储能技术的扩散应用和产业持续发展。希望由国家相关部门牵头,电网企业配合设计更为合理的电网侧储能商业模式,建立基于市场化的开放型输配电价格机制,推动储能成本分摊疏导。

  成本分摊可行吗?陈海生认为,安装储能对发电、电网和用户均有利,但在现有的市场机制下,如果把储能的成本仅仅强加在某单一市场主体身上,就会存在收益小于投入的情况。在电力现货市场构建之前,多主体的分摊储能成本机制或是一个有效方法。

  业内流传相关部门探讨过3:5:2的分摊比例,即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本。有知情人士称,相关部门对储能成本分摊机制已经探讨很久,普遍认可“谁受益谁买单”的原则,如果达成共识将会对可再生能源和储能行业产生颠覆性影响,但具体分摊方案仍未最终敲定,还有待进一步商榷。

  谁买单谁受益,储能的春天才会到来

  “储能干了多份工作,却只拿了一份工资。”在陈海生看来,储能具有多重价值,但收益却很单一。他进一步表示,现在储能发展最根本的问题是储能价格机制问题,可再生能源配置储能后,从不可控电源成为可控、可调度的电源,在价格上应该有所区分。可再生能源配套储能可探索多重收益,比如参与调峰、调频等辅助服务,获得辅助服务补偿;减少弃风、弃光电量,增加电费收入;减少电网考核费用;参与电力市场交易获得电价收益等。

  市场也在实践中探索出了一些可行的商业模式。北京能高自动化技术股份有限公司总经理金成日介绍,青海共享储能方案对行业有借鉴意义,由第三方投资,在新能源汇集站、升压站配建储能让周围光伏场站共享共用,集中调度、集中管理、集中结算。“谁受益谁买单,反过来说更合适一些,如果谁买单谁受益了,储能的春天才会真正到来。”

  针对成本回收难的问题,2021年两会期间众多代表提出了建言。如宁德时代董事长曾毓群提出建议,加快电力市场改革,形成“谁受益,谁付费”的市场化长效机制;出台政策推动储能云平台建设,支撑电化学储能的充分利用共享化和互联网化;大力推广新能源发电并配套建设大型储能电站,促进东西部经济平衡发展。

  多位电网公司代表也在两会期间提出关于推进储能规模化应用的建议。在多方讨论的背景下,多地也在探索一些可行的商业模式,如共享储能、容量租赁、辅助服务等,尽可能地推动储能单位造价下降、使用频率增加。

  对于如何根据“受益”程度确定“买单”方案,郑州大学电气工程学院副教授金阳认为,如果配置的储能,使得源、网、荷侧均受益,那么就应按照储能配置对各利益主体的贡献度,为储能“买单”。特别是,未来我国电力市场建设成熟后,在辅助服务领域,储能参与电力市场竞价,其受益主体将更为明确,届时谁有储能调节需求,谁买单。

  盛威集团有限公司储能事业部总经理黎朝晖则认为,想要市场为储能买单,就需要在政策上将储能电价纳入输配电价,并且实现市场化交易。


(转自:http://www.csg.cn/xwzx/nygc/202104/t20210416_318978.html 中国南方电网)