2030年新能源新增配儲或超34GW
2020年9月22日，我國在聯(lián)合國大會上向世界承諾，“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”（以下簡稱“30·60雙碳目標”）。2020年12月13日，我國在氣候雄心峰會上進一步闡述碳達峰、碳中和目標，提出到2030年中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。
國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，2020年全國新增風電裝機7167萬千瓦、太陽能發(fā)電4820萬千瓦，風光新增裝機之和約為1.2億千瓦。此前國家能源局公布2020年1-11月新增風電裝機2462萬千瓦，新增太陽能發(fā)電裝機2590萬千瓦。這意味著，僅2020年12月的風電、太陽能新增裝機容量就分別高達4705萬千瓦、2330萬千瓦。截至2020年底，風電、太陽能發(fā)電累計裝機總容量超過5.3億千瓦。
國家能源局已發(fā)布2021年新增風電、太陽能發(fā)電1.2億千瓦的目標，如果按照新能源裝機的5%來配置儲能，那么2021年新能源側儲能規(guī)模將新增6GW。
按照2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機12億千瓦以上的目標，預計未來10年，風電、太陽能發(fā)電合計年均至少新增規(guī)模6700萬千瓦以上，才能實現(xiàn)12億千瓦以上的目標。若按5%的配置儲能比例測算，2030年風光新能源將新增配套儲能34GW以上。
中國投資協(xié)會聯(lián)合落基山研究所預測，在“碳中和”目標下，2050年，中國光伏和風電將占到電力總裝機量的70%。相應地，電化學儲能將由2016年的189MW增長到510GW，年均增長率達26%。
“30·60雙碳目標”的提出必將加快推動風電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展，高比例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力將提出更高要求，給儲能發(fā)展帶來新機遇。儲能裝置可實現(xiàn)負荷削峰填谷，增加電網(wǎng)調峰能力，也可參與系統(tǒng)調頻調壓，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定性。加快儲能有效融入電力系統(tǒng)發(fā)、輸、用各環(huán)節(jié)進程，對于保障電力可靠供應與新能源高效利用，實現(xiàn)“30·60雙碳目標”具有重要意義。
“新能源+儲能”問題不少
1.靈活性資源不足。
由于我國資源稟賦和用能負荷不均衡，加之新能源的時空不匹配，風光大規(guī)模接入電網(wǎng)，其波動性和間歇性給電網(wǎng)帶來的影響也被日趨放大。電網(wǎng)的調峰、消納壓力巨大，需要更多靈活性資源為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定高效運行提供支撐。目前，我國電力系統(tǒng)靈活性較差，遠不能滿足波動性風光電并網(wǎng)規(guī)?？焖僭鲩L的要求。我國靈活調節(jié)電源，包括燃油機組、燃氣機組以及抽蓄機組占比遠低于世界平均水平。特別是新能源富集的三北地區(qū)，靈活調節(jié)占比不到4%。高比例可再生能源電力系統(tǒng)運行的最大風險就是靈活性可調節(jié)資源不足，調頻調峰資源明顯不足，安全穩(wěn)定問題凸顯。
最新發(fā)布的《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》（GB38755-2019）要求，電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力。隨著光伏風電發(fā)電比例不斷增大，電網(wǎng)的調頻需求越來越大。截至2020年底，已有18個省市出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的有關文件。湖南、湖北、內蒙、山東、山西、河北、貴州明確規(guī)定了儲能配比比例，配置儲能的比例從5%到20%不等。遼寧、河南、西藏三地雖未要求具體儲能配置比例，但相關文件明確在新能源項目審核過程中“優(yōu)先考慮”新能源配置儲能項目。
目前新能源配置儲能項目普遍被認為是新能源配電儲能裝置，尤其是化學電池。但靈活性資源有多種，既包括靈活性火電、抽水蓄能電站、燃氣電站、燃油電站、儲能，還包括可調節(jié)負荷等，應從系統(tǒng)的角度統(tǒng)籌優(yōu)化，共同參與到電力系統(tǒng)的運行調節(jié)過程中。
2.市場機制和相關激勵機制不健全。
受體制改革不到位、市場機制不健全、市場化程度低等影響，我國新能源發(fā)電一直存在消納難題。目前儲能存在技術經濟性不高、位置獨立分散、利用率低，成本疏導途徑及盈利能力受限等問題。
由于各地新能源發(fā)展規(guī)模、電網(wǎng)結構、調峰資源缺口程度有所不同，強配儲能給新能源企業(yè)帶來較大的成本壓力。盡管電化學儲能成本呈逐年下降趨勢，但目前仍高達0.6-0.8元/kWh，遠高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/kWh的度電成本。安裝、運行成本之外，融資成本、項目管理費等附加費用也很高。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網(wǎng)等因素，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道，帶來的收益有限，企業(yè)建設積極性較低，導致部分省份新能源與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。
3.電化學儲能相關標準缺失。
電化學儲能產業(yè)已發(fā)展十幾年，相關標準卻沒有得到完善，儲能系統(tǒng)從設計、運輸?shù)桨惭b、投運、驗收和后期運維，以及儲能系統(tǒng)的災后處理、電池回收等，都沒有非常完善的標準和政策來支撐。
新能源配儲要抓住四個關鍵點
1.加強儲能與“源—網(wǎng)—荷”協(xié)調規(guī)劃。
政府應統(tǒng)籌規(guī)劃所有靈活性資源的發(fā)展，如果一擁而上、泛濫式發(fā)展，其結果只會造成無序競爭和社會資源的浪費。
加強儲能與“源—網(wǎng)—荷”協(xié)調規(guī)劃，促進“源—網(wǎng)—荷—儲”協(xié)調發(fā)展。根據(jù)不同地區(qū)對靈活調節(jié)資源的需求、發(fā)展定位和特點，明確儲能發(fā)展規(guī)模和布局，實現(xiàn)“源—網(wǎng)—荷—儲 ”協(xié)調發(fā)展，合理確定儲能發(fā)展規(guī)模、設施布局、接入范圍和建設時序并滾動調整，引導儲能合理布局、有序發(fā)展。
2.加快電力市場建設。
應進一步加快建設電力中長期電力市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和可能的容量市場等，使各種電力資源都能在市場交易中實現(xiàn)其經濟價值，以促進新能源在更大范圍、全電量市場化消納，最終提高新能源發(fā)電占比。
要建立能夠充分反映儲能價值的市場化機制，合理科學地評估儲能配置規(guī)模和儲能服務價值，針對市場化過渡階段和全面市場化階段分別設計市場規(guī)則，最終形成“誰受益，誰付費”的市場化長效機制。可以先從允許儲能系統(tǒng)運營商作為獨立市場主體提供多元化服務入手，使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務。除了拉大峰谷價差外，儲能的價格機制可按照容量電價、電量電價、輔助服務電價予以制定，且以對電能質量的影響作為電價的評估標準。在出臺相應價格政策的同時，也要通過其實踐情況進行調整和修正。
3.推動儲能云平臺建設。
以互聯(lián)網(wǎng)思維看待儲能服務，推動儲能云平臺建設，以共享經濟、平臺經濟的發(fā)展模式創(chuàng)新儲能運營的體制機制，充分挖掘儲能云的利用潛力，積極探索綜合能源服務、綠電交易、需求響應、能源托管等新型商業(yè)模式，通過設備共享、資源共享和服務共享最大限度地發(fā)揮儲能設備的利用價值，實現(xiàn)儲能設備資源優(yōu)化配置和高效利用。
4.制定和完善儲能相關標準。
進一步完善儲能規(guī)劃設計、設備試驗、并網(wǎng)檢測、安全運維、消防等技術標準，建立儲能實施門檻。推進儲能技術創(chuàng)新與標準化協(xié)同發(fā)展，解決儲能設施參與系統(tǒng)運行的關鍵問題，有效保障我國儲能產業(yè)高質量發(fā)展。
（作者均供職于華北電力大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心）
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