新能源配儲“建而不調”，瓶頸不僅僅在電網

: 電力網; 2024-04-22; 來源：華夏能源網; 瀏覽：

　　新型儲能雖然跨越式發展，但新能源配儲利用率不高卻是行業之痛。

　　截至2023年底，我國新型儲能并網容量達到3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長達2.1小時，全年新增儲能裝機2260萬千瓦，是“十三五”末的10倍，是2022年新增規模的3倍。

　　在新型儲能取得歷史性成就的同時，新能源強制配儲“建而不調”問題成為了“硬幣的另一面”。

　　正如在今年3月第十四屆中國國際儲能大會上，國家能源局科技司原副司長劉亞芳所言，新型儲能并網和調度運行亟待改進加強，“建而不調，安裝再多的儲能設施也是沒有意義的”。

　　劉亞芳所說的“建而不調”問題，主要就是新能源強制配儲帶來的問題。新能源配儲一天至多“一充一放”，很多項目僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用成為擺設。

　　無獨有偶。4月10日，在第12屆儲能國際峰會上，中國工程院院士舒印彪在主旨演講中亦提到新型儲能利用率不高的問題。舒印彪還披露：用戶側、電網測、新能源強制配儲項目平均利用率分別只有65%、38%、17%。

　　于此可見，強制配儲這部分利用率是最低的，問題已非常嚴峻(舒印彪演講全文可查看《工程院院士舒印彪：建議健全儲能電量+容量價格形成機制!》)。

　　那么，在全國新型儲能裝機中占比接近5成的新能源配儲，利用率為什么會這么低?“建而不調”背后到底有哪些“瓶頸”待解?

　　“建而不調”之痛

　　很多人認為，新能源配儲利用率過低甚至“建而不調”，是由于電網企業更偏好調用網側儲能電站。在數據上也有印證，網側儲能38%的利用率的確高于新能源配儲17%的利用率。

　　但是，這一歸因還是過于簡單化了。新能源配儲利用率過低，尚有機制體制方面的原因。

　　其一，各地新能源配儲政策僅規定了儲能配置比例等基本參數，卻沒有出臺配套的具體使用和考核辦法，如儲能如何參與調度、調度的頻次、充放電次數、放電深度等等，這一定程度導致了強配儲能極少被調用。

　　其二，目前，電網調度尚未形成儲能信息上傳的完整系統，因而無法與現有AGC(自動發電控制)功率下達系統相結合。這就造成儲能系統充電時出力與AGC下達出力不一致，導致的問題是，電站一邊為系統削峰填谷做貢獻，一邊因出力曲線無法跟蹤而被考核。

　　其三，在部分地區，由于電網夜間不會給光儲系統下指令放電，導致儲能在輻照較好階段儲存的電能不能用于支持晚用電高峰，只能用于下午輻照較差時段，影響儲能的峰谷發電價差。

　　如果將上述問題都歸結為外因，更重要的內因，則是鋰電儲能路線本身存在的問題。外因最終還是要通過內因起作用。

　　鋰電儲能用在電動汽車上，用于工商業配儲都沒有問題，但用于大規模儲能就有問題了。我國風光大基地是100萬千瓦起步，沙戈荒基地是1000萬千瓦起步，以青海為例，50萬千瓦裝機的儲能，需要為2000萬千瓦的光伏、近1000萬千瓦的風電做調節。新能源配儲要為如此規模的集中式電站做調節，能力遠遠不足。

　　南方電網專家委員會專職委員鄭耀東曾公開披露了一組數據：2022年新疆電化學儲能的累計放電量，僅占該地新能源累計發電總量的0.0047%。數據表明，儲能遠不足以支撐新能源消納。

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　　華夏能源網注意到，在第12屆儲能國際峰會上，華為數字能源中國區副總經理張光輝、寧德時代ESS CTO許金梅均指出，這一問題主要是受限于儲能鋰電池性能達不到要求，主要是能量密度低、有效容量不足、調峰能力不足，充不滿放不光、過充過放情況兼而有之;儲能電芯壽命短(5到7年)、儲能衰減過快。

　　也就是說，從充放電能力角度而言，鋰電儲能的運行可靠性還經不起檢驗，尚無法滿足電力系統的需求。這也是電網對新能源配儲調用率低的主要原因。

　　一窩蜂上馬的儲能電站，還給電網安全帶來很大困擾，大量電力電子設備一股腦接入電網，也對電網的安全運行提出了極大挑戰。

　　“劣幣驅逐良幣”

　　儲能電池性能不達標，當然是需要技術升級的。但遺憾的是，強制配儲產業政策之下，儲能行業正在上演“劣幣驅逐良幣”的戲碼。

　　在第12屆儲能國際峰會上，海博思創董事長、總經理張劍輝在演講中直言：“儲能展會大家看一看，無論是儲能電芯也好，還是儲能系統集成也好，高度同質化。基本上一個展館逛完以后，可以不用逛其它的展館了。”

　　在張劍輝看來，同質化問題本身是可以有解的。“對于儲能廠商來說，有效容量不足，就要去提高有效容量，衰減快就要去減少衰減，風電需要什么樣的儲能、光伏需要什么樣的儲能、新能源配儲需要什么樣的儲能、什么樣的儲能更容易被電網調度，這些都是能夠做出差異化來的。”

　　然而，在強制配儲的政策下，國內大大小小6萬多家儲能企業中，很少有企業能夠潛下心來、長周期去開展技術研發并升級產品。

　　過去兩年中，大量企業一窩蜂在一級市場快速融資，然后在資本野蠻助力下，不斷采用擴產、降價來搶市場，儲能電池一年多時間從1.5元/Wh“卷”到了0.5元/Wh左右。這些儲能企業打的算盤是，迅速做大規模、占領市場后，在IPO盛宴中去實現資本“回血”。

　　這一“怪現狀”，導致了儲能產品質量堪憂。甚至在去9月，備受資本追捧的某知名儲能企業陷入產品質量風波，網傳其4.5吉瓦儲能電芯被業主方退貨，“退了八個倉庫的貨，價值20億元”。

　　另據不完全統計，2018年至今，全球已發生了40多起儲能電池爆炸起火事件，暴露出儲能電池產品存在安全可靠性不足、安全管理措施不到位等嚴峻問題。

　　儲能出現的安全問題，根源在于“劣幣驅逐良幣”。價格卷到極致，偷工減料在所難免，“一分錢一分貨”的道理都懂。

　　不僅僅在儲能電芯制造端，儲能電站業主方也出現了類似問題。

　　“我們在西北的一個光伏項目，按照當地要求配置了儲能電站，我們僅僅是為了順利并網發電。”某電力央企旗下新能源公司的高管介紹，這相當于配置儲能成了新能源項目并網發電的“路條”，“新能源企業配置儲能，往往選擇能拖就拖”，“儲能電池價低者得、以次充好現象普遍”，“反正建了也不用，就買個最便宜的產品”，這樣的做法比比皆是。

　　建設單位為了搶占資源，更關注的也是項目能否通過并網驗收，配建儲能的應用效果在其次。那么，誰來對配儲系統長達10～15年的運營效果及收益負責呢?

　　儲能行業健康發展的根本，是所有廠商把心思花在加大研發力度、技術爬坡上，不斷提升儲能產品的性能。但在目前激勵扭曲、“劣幣驅逐良幣”的大環境下，儲能重回良性發展的道路并不容易。

　　儲能應重新定位

　　新能源配儲要想逐步提高利用率，也并非完全沒有路徑可循，這首先就要對新能源配儲的功能進行清晰定位。

　　新能源強制配儲政策可以追溯到2017年，最早始于青海。當年，青海要求列入規劃年度開發的風電項目按照10%比例配套儲能。其后，這一政策在各地落地執行。在彼時新能源比例很低的時候，新能源配儲效果尚可。

　　但現如今，新能源裝機已經突破了10億千瓦，給規模如此之大的新能源做調節，儲能就有點力不從心了(參見華夏能源網此前報道《強制配儲，可以休矣?|深度》)。

　　那么，儲能的價值到底是什么?充當風電光伏的“充電寶”，把棄風棄光都收集起來并于用電高峰時候放出來，這是人們對新能源配儲最為普遍的期待。

　　不過，正如多家電芯研發企業所公認的，鋰電儲能目前尚處在技術爬坡的初級階段，它還做不了那么大規模風電光伏的“充電寶”。目前更靠譜的是，做調頻。

　　根據行業專家的數據，目前用戶側儲能的利用率是65%，比用戶側儲能利用率還要高的，是火電廠配備的儲能(見上圖)。火電配儲的定位并不是充當“充電寶”，而是要為火電調頻。

　　那么，新能源配儲的作用，是不是也可以分步實施?首先是發揮其對電力系統頻率支撐的功能，然后在儲能技術日益成熟后，再去逐步實現新能源配儲的“充電寶”功能。

　　無論是穩定電網、提升系統韌性，還是遠期的風光新能源“充電寶”，要真正發揮新能源配儲的作用，背后都要有電價機制相配套。

　　在第12屆儲能國際峰會主旨演講中，舒印彪院士建議，制定新型儲能調度運營的規則和標準，同時還要完善新型儲能參與電力市場的運營機制，加快現貨市場的建設，完善新型儲能電站參與電能量市場和輔助服務市場的有關細則，適度拉大峰谷價差，讓新能源配儲能夠賺取到合理的電價價差。