用電高峰到來 儲能頂得上去嗎?——“大號充電寶”建設運行觀察

　　近期，我國多地區(qū)氣溫大幅攀升，用電高峰期提前到來。隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，靈活調節(jié)資源在保供中的重要性凸顯。

　　作為“大號充電寶”，新型儲能原本可以通過“白天儲電、晚上放電”的功能，在用電高峰期增加發(fā)電能力，緩解缺電壓力，發(fā)揮“頂峰”作用。但記者調查發(fā)現，由于市場機制不健全、收益模式單一、產品質量參差不齊等多方面因素，一些建設企業(yè)觀望情緒濃厚，部分已建儲能電站運行也不充分，“頂峰”調節(jié)作用未能有效發(fā)揮。業(yè)內人士建議，應科學合理規(guī)劃各地儲能電站建設，加快建設電化學儲能電站安全監(jiān)測體系，建立體現儲能價值的市場機制，讓新型儲能真正在保供關鍵時刻“頂得上”。

　　白天棄電 晚上缺電

　　7月5日，京津冀及黃淮等地再現高溫，部分地區(qū)日最高氣溫超過40℃。而在剛剛過去的6月，我國共發(fā)生4次區(qū)域性高溫過程。

　　國家能源局副局長余兵表示，近期多個地區(qū)氣溫大幅攀升，用電高峰期提前。迎峰度夏期間電力供應總體有保障，但區(qū)域性、時段性供需矛盾仍需著力解決。

　　根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會(下稱“中電聯(lián)”)提供的數據，除了南方、華東、華中等區(qū)域外，西北地區(qū)今年預計也將出現用電緊張的情況。“這是之前沒有出現過的。”中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部主任張琳稱。

　　業(yè)內人士指出，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，疊加極端天氣多發(fā)頻發(fā)等因素，我國電力供需平衡壓力增大，小發(fā)期出力不足和大發(fā)期消納困難交織，長周期保供應和保消納問題日益凸顯。

　　以寧夏為例，2023年常規(guī)電源零新增，新能源占比超過50%，用電負荷保持快速增長，有效發(fā)電能力與用電負荷不匹配、局部電網負荷超常規(guī)增長問題日益突出，電力保供壓力持續(xù)增大。

　　數據顯示，6-8月，寧夏供需依然整體呈現“缺口常態(tài)化、局部卡口重、保供挑戰(zhàn)大”的狀態(tài)。根據統(tǒng)計分析，如果處在極端天氣下，仍存在一定電力缺口。

　　“現在面臨的問題是靈活性調節(jié)資源緊缺，火電資源已基本充分利用，下一步為新能源提供更多調節(jié)支撐的能力有限。”寧夏相關部門一位負責人介紹說，“今年以光伏為主體的新能源建設步伐都在加快，白天時段大家電力供應都相對富裕，但早晚高峰電力緊缺，導致白天新能源大發(fā)時段電力送出難，出現棄電情況，晚上卻又缺電，亟須儲能發(fā)揮調節(jié)作用。”

　　“現在是兩頭靠天吃飯。” 中電聯(lián)電動交通與儲能分會會長劉永東這樣形容新型電力系統(tǒng)加速構建下的供需形勢。他告訴記者，在供應端，天氣的陰晴不定、風力的時強時弱都會對光伏、風電等新能源發(fā)電產生影響，隨著新能源裝機規(guī)模和占比的不斷提高，這種強隨機性、波動性和間歇性特征更加凸顯。而在需求端，近年來高溫、寒潮等天氣對用電的影響也越來越突出。“因此更要充分發(fā)揮儲能等靈活性調節(jié)資源在電力保供中的作用。”

　　配置不足 調節(jié)有限

　　作為提升電網調節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力的重要支撐，我國儲能發(fā)展需求旺盛。今年以來，河南、山東、廣東等地陸續(xù)發(fā)文加快新型儲能發(fā)展，要求嚴格按照開發(fā)方案中承諾的儲能配比配置儲能設施。目前，全國各省份新能源配置儲能比例基本在10%-20%，部分地方鼓勵提高至25%以上。

　　“新型儲能形態(tài)比較多，但目前技術發(fā)展較快、產業(yè)規(guī)模較大的，主要是以鋰離子電池為主的電化學儲能。”劉永東介紹說，從全國電力安全生產委員會19家企業(yè)成員單位統(tǒng)計數據來看，2022年新增投運電化學儲能電站總能量7.86GWh，占已投運新型儲能電站總能量的60.16%，同比增長175.81%。2022年在建電化學儲能電站300座，總功率11.70GW、總能量29.03GWh。按照建設周期一般為6至8個月計算，在不計新增項目的情況下，2023年同比也將增長超100%。

　　即便增長速度如此之快，相較新能源發(fā)展進程，儲能配置仍顯不足。記者在采訪中了解到，很多地方儲能備案項目多、實際開工投運的少。例如，西部某省區(qū)目前新能源配儲比例僅4.5%，“即便是10%的配置也不足以支撐2025年新能源利用率95%的目標。”有業(yè)內人士稱。

　　“已備案儲能也存在扎堆布局問題，儲能規(guī)模、類型、布局等均缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃。”多位能源負責人坦言，已建成的新能源儲能項目利用率也不高，“有的一天一次調用都沒有。”

　　這種說法與中電聯(lián)的調研結果一致。中電聯(lián)數據顯示，儲能電站依然存在重建設輕運行現象。雖然新能源配儲裝機占比約40%，但2022年平均利用系數僅為0.03，平均出力系數為0.69，平均日利用指數為17%，利用效果遠低于其他應用場景，儲能調節(jié)作用未能有效發(fā)揮。

　　劉永東指出，新能源儲能電站運行“窘相”還表現在非計劃停運的頻發(fā)上。2022年，電化學儲能電站全年非計劃停運671次，單位能量非計劃停運次數為24.45次/100MWh，相比2022年火電機組的非計劃停運次數0.35次/(臺·年)，差距較大。

　　重視質量 完善機制

　　“儲能是伴隨新型電力系統(tǒng)發(fā)展，為解決電力需求問題而設計的，首要作用就是保供，要在高峰期填補空白，發(fā)揮‘頂峰’作用。”西北能源監(jiān)管局一位工作人員說。

　　業(yè)內人士認為，當前新型儲能乏力背后，既有產品質量需要提升等亟待解決的問題，也有新能源配儲制度待優(yōu)化、探索新型儲能商業(yè)模式等深層次問題。

　　記者調查發(fā)現，去年以來儲能并網項目非常多，但質量卻參差不齊。電化學儲能平均轉換效率最高達92.51%，最低卻只有33.91%。除了具有安全隱患外，質量不一樣的儲能電站都以相同價格或相同容量對外租賃，可能會導致“劣幣驅逐良幣”的情況。

　　“要加快建設電化學儲能電站安全監(jiān)測體系，高度重視新能源配儲的產品質量。”劉永東強調。

　　業(yè)內人士建議，應出臺儲能容量的定期核定機制，由電網調度部門定期對儲能電站的充放電能力進行檢測，對于某些電池衰減幅度明顯高于正常水平的儲能電站，要核減其對外租賃的容量額度，避免惡性競爭。

　　與此同時，建立體現儲能價值的市場機制也至關重要。全國儲能電站收益模式主要有容量租賃、輔助服務(調峰、頂峰、調頻等)、現貨市場、容量補償等。

　　目前，電源側的新能源配儲還沒有成熟的收益模式，電網側的獨立儲能受制于政策波動，輔助服務收益無法達到預期值，容量租賃價格差異明顯，租賃期限較短，儲能電站收益無法長期保障。替代性儲能的收益還有待于納入輸配電成本的政策支持。峰谷套利是用戶側儲能最主要的盈利方式，在峰谷差價比較大的省份，效益較好。

　　“根據我們當前運行情況看，儲能項目僅通過每天的充放電收益，達不到原來可行性研究測算的標準，如果沒有新路徑，就沒法支撐今后正常運行。我們還備了兩個項目，但因為現在運行情況達不到預算可行性研究，這兩個籌備項目過不了集團籌委會，現在就先擱置。”一家能源央企地方相關負責人的觀點頗具代表性。

　　“誰來為儲能付這個錢?”這個問題困擾諸多儲能行業(yè)從業(yè)者。“誰受益，誰分攤。”中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟常務副理事長俞振華認為，電力市場還需要破局，電源側、電網側和用戶側要有不同適用的電力市場政策，地方應結合自身稟賦出臺具體細則。

　　劉永東建議，應以發(fā)揮儲能電站應有作用為導向，進一步確定新能源配儲的原則，科學合理規(guī)劃各地儲能電站建設。同時，要公平合理評價新型儲能電站與抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的作用，出臺新型儲能電站的容量電價機制。持續(xù)完善儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務、需求響應等各類電力市場的技術標準、準入條件、交易機制、結算方式，豐富拓寬儲能參與市場交易品種，適度拉大現貨市場峰谷價差，為儲能發(fā)展提供穩(wěn)定的市場空間，形成新型儲能電站在電力市場中的價值發(fā)現機制和收益實現機制。