江蘇南京三座電網側新型儲能電站并網
動態2024-07-31
我們知道，風電光伏發電裝機規模不斷擴大，成為我國新增裝機和新增發電量的雙重主體。
然而，新能源的間歇性、隨機性、波動性特點決定了，這種能源形式會快速消耗電力系統靈活調節資源。新能源并網遇到了一些問題。
配套儲能系統可以減少棄風，提高經濟效益，減少新能源發電對電網帶來的沖擊，提高電網穩定性與計劃性，進而改善電能質量，輔助新能源并網。
另外，隨著新能源發展規模壯大，政策鼓勵新能源與儲能結合，參與電力市場交易。但是在這個過程中，電價的波動讓很多企業遇阻。有些省份新能源上網電價甚至出現報零。新型儲能參與電力市場交易如何實現最大收益?
根據國家能源局發布的數據，截至今年6月底，全國已建成投運新型儲能項目，累計裝機超過17.33GW，上半年新投運的整體規模約8.63GW，相當于此前歷年累計裝機規模總和。儲能賽道擁堵，儲能發展過熱了嗎?然而，目前儲能的利用率只有不到6%。這個悖論又該如何理解?
新型儲能一直沒有明確的商業模式。近年來，隨著國內分時電價的完善和高耗能企業電價的上漲，工商業儲能的經濟性明顯增強。從更大范圍來看，利用率僅有6%的新型儲能又將如何打通商業模式?
第一光儲梳理了11月2日上午，國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧在“SNEC ES+2023國際儲能展”上，以《新型儲能商業模式及交易機制探討》為題的演講，解答全行業關于以上幾個熱點的疑問。
李瓊慧認為，儲能真正的商業化、規模化應用都在起步階段。新型電力系統中，電力系統由源網荷三要素變成源網荷儲四要素。新型儲能的源網荷儲，“儲”是重要的要素。
“把新型儲能當做抽水蓄能去用，那就有點白瞎了”
“商業模式一定是在分布式找機會”
關于新型電力系統最新的定義，一定要把新型儲能和抽水蓄能的差異化在應用中充分考慮，否則我們只有大儲，把新型儲能當做抽水蓄能去用，那就有點白瞎了。
因為新型儲能發展最主要的動力還是高比例新能源，新能源最主要的特征是能量密度低，能量密度低最簡單、最經濟的利用方式是就近利用。中國的工業化沒有完成，未來不可能全是分布式，但是分布式一定要比過去多很多。
有一個估算需要在實踐中不斷去更新：在未來相對成熟相對經濟的系統里，分布式的占比應該是30%多，這是比較合理的比例。新型儲能跟抽蓄有區別，也有重疊的部分。我們更多要重點關注總書記講的三大創新，商業模式創新是原來從來沒有提過的，商業模式一定是在分布式找機會，或者源網荷儲一體化，這樣才是商業模式創新最好的點。如果跟大儲、抽蓄一樣，商業模式創新是很難的。
第二，未來新增電力裝機主要以新能源為主，其實從國家的若干文件里面已經明確強調了，以儲能和調峰能力為基礎，要建設以儲能和調峰能力為支撐的新型電力發展機制。
儲能和調峰能力并不完全對等，這里面強調儲能和調峰能力為基礎的電力發展裝機，也是在強調抽蓄和新型儲能的差異化。
“未來的電力系統一定是源網荷儲共同承擔消納責任”
“不該認為是強制配儲”
電力市場是我們未來儲能應用場景。儲能不再能奢望像過去一樣，在風光發展初期有電價、投資的補貼，這種可能性不是特別大。未來依靠市場才是真正的王道。
特別強調，未來的電力系統一定是源網荷儲共同承擔消納責任，所以有人說強制配儲，這不合理。源側配儲更多是源側承擔責任的一種體現，而不該認為它是強制性的配儲。未來這么高的新能源比例一定是強調源網荷儲，這也是原來的電力系統跟當前的區別。
新型儲能目前利用的情況怎么樣?對于6%大家也做過研究，我們算利用小時數一定要用合理的利用小時數作為分母，實際的小時數除以合理的利用小時數，算出來才是真正的利用率。
所以儲能合理的利用率肯定跟常規機組是不一樣的，根據常規發電機組8760h序列是不合理的。我們火電一般合理的利用率按5000算，儲能較抽蓄正常的利用小時數一般不超過2000。
對于儲能到底利用率應該怎么算?國家也在出標準。儲能發展初期也存在一些問題，從調用方式來看，主要分為非市場化調用和市場化調用，市場化調用有些自調用、戶用的和有些源側在場站內建的。目前從共享儲能、獨立儲能來看，大部分是市場化的調用、參與。
“電源側配建儲能利用率較低”
“網荷儲一體化配的儲能，不能作為獨立儲能運營”
從目前的統計來看，大概有55%的獨立儲能參與各種類型的市場，目前國內現貨有14個省實現了現貨，今年要求所有的省實現現貨，開展長周期結算。
有45%獨立儲能沒有參與市場，有的是自調用，也有的是接受調度調用。
配建的儲能主要是源側的儲能，目前問題最多的是源側儲能。電源側配建的儲能利用率不高，因為很多源側配儲按照原來的文件除了保障性規模以外，開發商還有意愿建設新能源，通過寄賣或者自建調節能力，來增加裝機。所以配儲當時的目的不是為了用，而且為了拿到新能源的規模。這塊的主要利用率是比較低的，未來要解決的方向是這塊。
按照國家能源局文件，一部分可以轉變為獨立儲能，但是文件里面特別強調源網荷儲一體化配的儲能不能拿出來作為獨立儲能運營，所以可以部分作為配建儲能，部分作為獨立儲能來用，用戶側主要是按照峰谷電價的引導，基本屬于自調用的模式。
“允許儲能參與市場”
“在運新型儲能電站注冊率55%”
目前新型儲能參與市場的現狀，實際上國家能源局在2021年底發的新的兩個細則里明確給予了指導。我們的文件叫《發電管理辦法》，這個文件已經給予了儲能市場的地位，允許儲能參與市場，只不過各個省市場的進度不一樣，各個省的電力市場也不一樣。
其實電力市場是非常有個性化的，共性是市場化。全球沒有統一的電力市場，咱們國家也是。目前允許參與市場，但是在不同的省參與市場的方式略有區別。
對于參與調峰市場，一般要求至少是4MW/10MWh，一般的補償價格在2毛錢左右。南方電網的兩個細則給予調峰的補償價格最高，甘肅建立了首個調峰容量市場，也是電力市場的創新。它給予儲能參與調峰容量市場的補貼上限是每兆瓦時300元。
參與調頻市場最早的是山西，目前也有7個省允許參與調頻輔助服務市場，特別是山西提出了按照里程報價的方式，按效果補償。去年6月份國家能源局出臺了《關于推動新型儲能參與電力市場和調用的通知》，出臺以后，各大電網企業也在研究怎么提高儲能的利用水平。
截至今年6月底，目前在運的新型儲能電站大概是645個，裝機規模大概接近1600萬。在電力交易平臺注冊的只有169個，注冊的規模大概是860萬，只占到55%。
參與市場交易的新型儲能是55個，規模占儲能裝機的規模28%左右的情況。關于各省參與電力市場現貨調峰輔助服務市場，各有不同，但是各個省都在想辦法，山東是非常有特色的。
從目前的收益模式來看，沒有開展電力現貨的省份包括湖南、寧夏，主要是以容量租賃輔助服務補償為主。青海最新的規則是通過支持共享儲能，主要推共享儲能的模式，現在獲得收益比較好。
山東是三種方式：儲能既有容量租金，按照配建的規則，給參與配建的新能源場站賦一些容量租賃的費用，從現貨市場獲得價差套利，在輔助服務市場給它一個容量電價。
山西主要是現貨獲得價差的套利，通過一次調頻，山西的調頻輔助服務市場也是比較有特色的。甘肅主要是利用現貨的價差套利和輔助服務的市場來獲得收益，其搞了一個調峰的容量市場機制。用戶側主要是利用工商業的峰谷價差，和需量電費收益。這種只要價差達到一定程度，盈利水平也是可觀的，現在的問題是盈利水平能有多長時間。
“一定要關注四種商業模式”
“將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放”
一定要關注未來儲能的四種可能實現的商業模式：
一，電源側配儲能。雖然目前說強配會有些問題，可能將來會通過其他方式解決。其實這個強配也是通俗的說法，文件里說的是如果保障性規模之外需要額外增加并網規模的，需要通過購買或者自建調峰能力來增加電網的規模。源側未來更多是通過經濟激勵，鼓勵源側配儲;風光荷儲多能互補，總書記在江西考察專門提到“源網荷儲一體化”，這一類的儲能可能也是必不可少的。
二，共享儲能。既然是共享，可能要通過收取容量費用，因為共享是在一定范圍內的。這種模式國家也在去年6月的文件里強調，電網企業也允許。
三，電網替代型儲能。國家相關文件中也提到，并鼓勵電網企業建一部分以實現電網功能為主的儲能。電網替代型儲能主要的應用場景包括作為應急電源、邊遠地區的容量替代，以及提升風電服務質量。儲能市場沒這么熱的時候也是作為鼓勵市場發展的一種途徑。
四，用戶側有光伏+儲能模式等獨立儲能。
國家鼓勵儲能參與市場。儲能將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放，一充多放和隨充隨放在市場獲得的價值肯定也不一樣。
來源：第一光儲 文/雨哥
作者：雨哥
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