新型儲能為電力保供“添底氣”

　　在迎峰度冬、迎峰度夏、城市用電高峰期，多地新型儲能已接受市場考驗，從電力保供的新生力量成為重要保障。

　　國慶長假過后，各地陸續進入冬季用電高峰。數據顯示，截至9月底，全國累計發電裝機容量約31.6億千瓦。國家發改委方面表示，在“水風光”等可再生能源發電裝機已超過一半、電力供應不確定性增加的情況下，通過加強智能化調度和提升跨省跨區互濟水平，能夠實現電力穩定可靠供應。

　　與往年不同，今年多地提前部署，推動新型儲能項目集中上線，充分調動頂峰調節的積極性。在迎峰度冬、迎峰度夏、城市用電高峰期，多地新型儲能已接受市場考驗，從電力保供的新生力量成為重要保障。

　　保供壓力仍在 新型儲能頂峰作用凸顯

　　隨著新能源裝機占比快速提升，新能源消納和電網運行管控挑戰隨之增加。

　　山東是我國新能源發展大省，“風光”裝機全國第二，光伏裝機全國首位。截至今年6月，山東新能源裝機達1.007億千瓦，發電量占比45.6%，但靈活性調節電源占比僅為4%，低于全國6%的平均水平。

　　“山東電網調峰主要依靠直調公用火電機組(6070萬千瓦，其中供熱機組占比74%)和抽水蓄能機組(400萬千瓦)。在供暖季，直調公用機組最小供熱方式涉及供熱容量達3700萬千瓦，非供熱機組日均開機容量700萬千瓦，現有機組運行調整能力已發揮極致，火電機組日內啟停機等非調峰手段已廣泛應用，給機組帶來安全隱患。山東電網常年400萬火電機組旋轉備用，而儲能高速響應能力可代替這部分火電。”在近日舉行的2024年儲能技術應用線上探討會上，國網山東省電力公司電力科學研究院新能源與儲能專工王楠表示，保供壓力最大的時候為“風光”零出力的冬季晚高峰，山東電網完全不提供支撐、不考慮新能源出力的嚴苛條件下，用電高峰對儲能的需求大約在282萬—298萬千瓦。

　　作為經濟大省，江蘇今年夏季保供任務艱巨，用電負荷7次創新高，最高為1.47億千瓦，比歷史最高值還高出1500萬千瓦。此外，江蘇省內從去年底到今年迎峰保供期間，幾乎沒有投產常規支撐性電源，保供困擾凸顯。

　　貴州同樣有待提升電力保供能力。據貴州電網調度中心水調與新能源部總經理賀先強介紹，截至今年9月底，貴州電網統調裝機容量6836.9萬千瓦，其中新能源裝機2153.8萬千瓦，占比31.5%。2024年春節期間，貴州新能源最大電力滲透率達63%。根據貴州“十四五”電力發展規劃，到2025年，全省電源裝機達10940萬千瓦，其中新能源裝機達4000萬千瓦，占比提升至37.3%。2030年，全省電源裝機達14310萬千瓦，新能源裝機占比41.9%，電力系統調節能力亟需提升。

　　作為“超級充電寶”，新型儲能具有建設周期短、布局靈活、響應速度快等優勢，可在電力系統運行中發揮調峰、調頻、調壓等多種功能，是構建新型電力系統的重要支撐技術，其重要性已取得廣泛共識。

　　加大力度布局 裝機規模快速上量

　　基于上述情況，大規模建設新型儲能電站，成為多地的共同行動。

　　“電網側儲能可統一調度，在電力保供關鍵時刻發揮頂峰作用。”國網浙江省電力調度控制中心水電及新能源處處長陳文進介紹，2023年8月，浙江省能源局印發《關于下達2024年迎峰度夏前新增新型儲能裝機目標任務的通知》，計劃全省在2023年7月至2024年6月底前新增新型儲能裝機200萬千瓦以上。“截至6月，浙江電網側儲能電站已并網26座，總容量達182.8萬千瓦/365.6萬千瓦時。從2023年上半年的17.8萬千瓦增長到2024年的182.8萬千瓦，同比增長超1000%。”

　　無獨有偶。2023年7月，貴州優選15個裝機共195萬千瓦/390萬千瓦的獨立儲能項目作為示范項目，并明確于2023年11月30日前按期并網的獨立示范儲能項目，從補貼、電價、調用、租賃等方面給予政策支持，推動儲能項目加快建設。

　　賀先強介紹，自今年1月以來，貴州儲能電站完成充放電調度3650次，累計充電電量10.2億千瓦時，累計放電電量8.6億千瓦時。迎峰度冬期間，儲能電站高峰時段共放電2.25億千瓦時，最大放電電力161萬千瓦，有效緩解了高峰時段供應緊張形勢。

　　同樣在2023年底，江蘇省發改委發文要求各區市發改委篩選一批自愿承諾在2024年7月15日前建成并網的電網側儲能項目，計入2024年全省電力平衡方案，作為電力保供的重點任務，共41個儲能項目(后調整為40個)入選，合計約400萬千瓦。

　　近年來，山東高度重視新型儲能發展，大力實施“百萬千瓦”行動計劃，推動電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等多元發展。截至今年6月，山東新型儲能裝機521.6萬千瓦，規模居全國第一。

　　優化調度方式 開拓盈利模式新路徑

　　如何讓新型儲能充分發揮頂峰作用?關鍵在機制和調度。

　　陳文進介紹，浙江省調編制印發《新型儲能電站調度運行管理規范(試行)》，厘清儲能調用與調度管轄的關系，明確租賃儲能接受電網統一調度。7月29日—8月31日迎峰度夏期間，電網側儲能項目充電價格全時段按照相應電壓等級一般工商業及其他用電的代理購電用戶低谷時段價格執行，放電價格按燃煤基準價執行。為響應政策安排儲能電站“三充三放”，實現儲能對早峰、午峰和晚峰的頂峰能力，對電力平衡起到很好的支撐作用。儲能電站日平均利用小時數由6.75小時提升至8.52小時。

　　新型儲能參與保供頂峰，既保障了電網穩定運作，也拓寬了自身盈利途徑。江蘇通過系列政策構建了一個固定電價交易市場，在迎峰度夏、迎峰度冬期間，儲能充電免費，放電按省內燃煤基準電價(0.391元/kWh)，還每度電補貼0.5元，極大鼓勵儲能參與調度的積極性。

　　內蒙古電力調度控制分公司調度一部主值調度員張也指出，今年7月1日起，全網新型儲能調用開始進入直接調用階段。儲能直接調用價格明顯高于其他電源，調用收益顯著增加，受政策影響，新能源配建儲能參與系統調節積極性得到顯著提升。今年七八月，進入迎峰度夏保電期，電力供需形勢趨緊，出現連續多日新能源小發情況，新能源配儲的調用頻次、頂峰出力及放電時長均有明顯增長。配儲直接調用充分發揮了電力保供、應急響應兩個方面作用。

　　為進一步調動新型儲能的積極性。陳文進建議，制定統一標準，針對不同類型、不同應用場景的儲能電站，制定統一的并網性能測試標準和評估細則，明確測試項目、測試方法、判定標準，實現對儲能電站并網性能的全過程監管。同時，接受電網調度指令的所有儲能(電網側儲能、新能源自建配建儲能以及用戶側儲能)在節假日或迎峰度夏、迎峰度冬等特殊時段充電價格以低谷電價計算，即充電價格全時段按相應電壓等級一般工商業及其他用電的代理購電用戶低谷時段價格執行(充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加)，頂峰放電考慮一定補償。

　　文丨中國能源報記者 盧奇秀