隨著建立以新能源為主的新型電力系統(tǒng)深入推進(jìn)與貫徹落實，新能源行業(yè)迎來飛躍式發(fā)展，逐漸成為中國經(jīng)濟(jì)發(fā)展的新動力。根據(jù)國家能源局于近期發(fā)布的2022年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2022年12月底，全國累計發(fā)電裝機(jī)容量約25.6億千瓦，同比增長7.8%。其中，風(fēng)電裝機(jī)容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%;太陽能發(fā)電裝機(jī)容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。新能源行業(yè)的快速發(fā)展也是一把雙刃劍，讓新能源消納與電網(wǎng)調(diào)峰壓力日益突出，對新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來了更加嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。
在此背景下，“新能源+儲能”成為解決問題的主流手段。不過儲能由于造價高，經(jīng)濟(jì)性差等弊端逐步凸顯。最近兩年，作為新型儲能的創(chuàng)新型商業(yè)模式，共享儲能呈異軍突起之勢，其以調(diào)度運(yùn)行更高效、經(jīng)濟(jì)效益更凸顯、運(yùn)營路徑可持續(xù)等優(yōu)勢，成為促進(jìn)新能源配置儲能高質(zhì)量發(fā)展的重要途徑
共享儲能的春天來了
隨著新型電力系統(tǒng)加快構(gòu)建，全國多地將配建儲能作為新能源并網(wǎng)或核準(zhǔn)的前置條件，通常要求新能源項目配置5-20%、1-2小時的儲能，從而增加調(diào)節(jié)能力、促進(jìn)新能源消納。由于新能源初始投資增加、儲能設(shè)備質(zhì)量不高、實際運(yùn)行效果不及預(yù)期，新能源自配儲能模式持續(xù)引發(fā)行業(yè)爭議。2021年國家發(fā)改委在《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中，提出鼓勵探索建設(shè)共享儲能，開啟了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展新業(yè)態(tài)。
據(jù)了解，“共享儲能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省將共享儲能的充放電模式由每日“一充一放”調(diào)整為“多充多放”，通過提高儲能電站利用率來實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)收益。根據(jù)不完全數(shù)據(jù)顯示，2022年，全國共享儲能報備項目數(shù)目一度出現(xiàn)“井噴”，陜西、山東、浙江、河北、四川成都、安徽、廣西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型儲能示范項目216個，規(guī)模合計22.2GW/53.8GWh，其中新增的共享儲能項目達(dá)到38GWh。近日，國網(wǎng)安徽經(jīng)研院針對共享儲能發(fā)展模式開展研究分析，認(rèn)為共享儲能與新能源自配儲能相比，具有易于調(diào)度、質(zhì)量可控、收益多元等多重優(yōu)勢。
同時，基于輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場逐步開放和完善，2023年，共享儲能發(fā)展或?qū)⒂瓉肀l(fā)“前夜”：配儲模式將逐步退出歷史舞臺，共享儲能有望上升為主流模式。“實踐表明，共享儲能模式既可為電源、用戶自身提供服務(wù)，也可以靈活調(diào)整運(yùn)營模式實現(xiàn)全網(wǎng)共享儲能，從而為新能源消納、電力電量平衡和電網(wǎng)運(yùn)行安全提供強(qiáng)有力保障。”曾有國網(wǎng)青海省電力調(diào)度控制中心相關(guān)負(fù)責(zé)人在接受媒體采訪時表示。
共享儲能項目有望解決消納問題
理論上講，各地統(tǒng)一要求“強(qiáng)配”儲能，主要是為了解決風(fēng)光難以消納的問題。
但新能源強(qiáng)配儲能造成社會投資浪費(fèi)。根據(jù)國家發(fā)改委數(shù)據(jù)顯示，2021年投運(yùn)的儲能電站整體運(yùn)營時段平均利用小時數(shù)只有483小時，配置儲能的新能源電站仍按常規(guī)新能源電站方式調(diào)度。因此，現(xiàn)在更多的新能源發(fā)電站將目光投向了共享儲能電站，這在一定程度上，能夠解決消納問題，并為廠商降低投資成本。
根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟相關(guān)統(tǒng)計，僅2022年并網(wǎng)投運(yùn)的共享儲能電站38座，總規(guī)模達(dá)3GW/6GWh，啟動施工建設(shè)和EPC/設(shè)備招標(biāo)的共享儲能電站109座，總規(guī)模達(dá)16.5GW/35GWh。
例如去年年底，寧夏電投100MW/200MWh共享儲能示范項目實現(xiàn)并網(wǎng)。該項目是國內(nèi)首個液冷儲能的電力電子化應(yīng)用，也是國內(nèi)首批百兆瓦級液冷儲能項目之一，采用科華數(shù)能先進(jìn)的S³液冷儲能系統(tǒng)方案，一定程度上可以解決當(dāng)?shù)貙帠|新能源大基地新能源接入電網(wǎng)的消納問題，此外可以給電網(wǎng)提供調(diào)峰服務(wù)，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性。同時，作為輔助調(diào)峰、調(diào)頻的樞紐站，該項目年調(diào)峰能力可達(dá)8000萬千瓦時以上，相當(dāng)于10萬戶居民一年的生活用電量。同時，該項目也可為電網(wǎng)提供事故備用、黑啟動、需求響應(yīng)支撐等多種輔助服務(wù)，對加快推進(jìn)大規(guī)模儲能在電力調(diào)峰及可再生能源電源并網(wǎng)中的應(yīng)用具有重要意義，為持續(xù)推進(jìn)新型儲能建設(shè)提供重要參考。
不僅如此，科華數(shù)能的共享儲能電站與市面其他儲能電站相比，采用了液冷的先進(jìn)制冷技術(shù)，為系統(tǒng)設(shè)計了三級消防、三級防爆、三級絕緣監(jiān)測等領(lǐng)先的解決方案，并且針對每一簇電池進(jìn)行精細(xì)化管理控制，確保整個儲能電站的安全、高效運(yùn)行。
共享儲能經(jīng)濟(jì)性更強(qiáng)收益性更穩(wěn)
說到儲能發(fā)展，其面臨最大的阻礙是收益問題，新型儲能項目只有滿足投資回報率才能通過投資決策。投資費(fèi)用、運(yùn)營費(fèi)用、收入的估算和技術(shù)路線的選擇對投資回報率有較大的影響，一般儲能電站的成本回收均需要十年左右時間。
但共享儲能在經(jīng)濟(jì)性方面具有明顯優(yōu)勢。穩(wěn)定共享儲能電站收益來源、建立可持續(xù)的商業(yè)運(yùn)營路徑，是共享儲能模式推廣應(yīng)用的關(guān)鍵。通過規(guī)?；少弮δ茉O(shè)備和建設(shè)施工，可降低儲能電站成本，減小項目建設(shè)初期投資壓力和未來運(yùn)營風(fēng)險。
共享儲能不僅具有成本優(yōu)勢，還可通過充分利用多個新能源場站發(fā)電的時空互補(bǔ)特性，降低全網(wǎng)儲能配置容量。“按照服務(wù)全網(wǎng)調(diào)節(jié)需求，共享儲能設(shè)施利用率可提升5-7%。也就是說，100MW/100MWh共享儲能電站的實際等效配置容量可達(dá)105MW/105MWh，增加的5MW/5MWh儲能，相當(dāng)于當(dāng)前全省典型50MW光伏電站自配的10%儲能。”國網(wǎng)安徽經(jīng)研院新能源與儲能領(lǐng)域?qū)＜疑蛴衩髟蛎襟w解釋說。隨著技術(shù)進(jìn)步疊加規(guī)模效應(yīng)，共享儲能度電成本在“十五五”期間將接近抽蓄水平。
共享儲能以電網(wǎng)為紐帶，將獨(dú)立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲能電站資源進(jìn)行全網(wǎng)的優(yōu)化配置，交由電網(wǎng)進(jìn)行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動源網(wǎng)荷各端儲能能力全面釋放，提高儲能資源利用率。共享儲能模式不僅有利于促進(jìn)新能源電力消納、縮短投資回收周期，提高項目收益率，而且有利于促進(jìn)儲能形成獨(dú)立的輔助服務(wù)提供商身份
就以科華數(shù)能先進(jìn)的S³液冷儲能大規(guī)模儲能電站來看，其主要收益點(diǎn)，一方面來自其他新能源廠區(qū)的租賃費(fèi)用，另一方面來自于為電網(wǎng)提供調(diào)峰輔助服務(wù)帶來的收益。假設(shè)容量租賃和調(diào)峰輔助服務(wù)各占50%，租賃價格按照350元/kW，調(diào)峰輔助服務(wù)按照示范項目0.8元/kWh，項目初始投資1.8元/Wh，年運(yùn)行300天，則5年便可收回投資成本。
來源：能源日參 作者：舒馬赫
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