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关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

作者:王雅婷 郭慧倩 来源:中能传媒研究院 发布时间:2022-09-30 浏览:

关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

王雅婷  郭慧倩

(电力规划设计总院)

新型储能是支撑新型电力系统建设、最大限度利用风光等绿色能源的关键技术,截至2021年底,我国已投运新型储能装机规模(不含储热)超过400万千瓦。当前电网侧新型储能的功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主,但其综合性、全局性功能发挥不足。同时当前储能发展受限于成本疏导机制尚不明确,完全通过参与市场化方式回收投资成本仍存在难度和风险。本文结合新型电力系统建设需求,分析电网侧新型储能的功能定位,并研究提出可能的成本回收机制,为后续推广应用提供发展思路。

一、电网侧新型储能是构建新型电力系统不可或缺的重要支撑调节性资源

新型电力系统建设对新型储能存在巨大刚性需求。“双碳”目标下,适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设面临诸多挑战。近期,新能源受限于随机性、间歇性的发电特性尚无法为系统提供可靠电力支撑,同时,随着新能源占比不断提升,仅靠挖潜常规电源和电网的灵活性无法满足系统调节能力建设需求。远期,随着新能源逐步成为电力系统装机和发电量的“双主体”,新能源出力和负荷特性存在季节性不匹配的问题,系统跨月跨季平衡调节问题逐步凸显。新型电力系统建设亟需多时间尺度储能设备规模化应用,通过将电能量跨时空转移,彻底改变传统电力系统发输配用实时平衡模式,逐渐向源网荷储协同互动的延时平衡模式转变,支撑新能源成为主体电源。根据电规总院前期研究,预计2030年对于新型储能规模需求超过1亿千瓦,2060年超过10亿千瓦,中远期对于新型储能时长需求达到10小时以上。

电网侧新型储能相比于电源侧、负荷侧储能具备系统性、全局性优势。当前我国新型储能布局以电源侧为主,占比约55%,电网侧新型储能占比约三分之一。相比于电源侧、负荷侧储能,电网侧新型储能布局在电网关键节点,单站规模较大,接入电压等级较高,且具备独立运行条件,因此更适宜参与全局统一调控,更具备系统性、全局性优势。电网侧新型储能有望在支撑电力保供、提升系统调节能力、保障系统安全稳定运行等全局系统功能方面发挥重要作用。另外,由于不同新能源场站出力具备互补特性,相较于电源侧分散布置,在电网侧关键节点集中布置可相应地减少储能需求。根据电规总院前期研究,在满足系统同等调节能力需求的前提下,电网侧布局比电源侧可减少20%~30%左右的储能容量。

“十四五”电网侧新型储能亟需多元化场景下发展提速。一是综合考虑全社会用电量增长、煤电建设积极性不足、新能源可靠替代能力较低、跨省区输电通道建设进度存在不确定性等因素,预计2023年、2024年全国电力供应保障压力较大,电网侧新型储能建设周期短、布局灵活,通过发挥电量转移、顶峰供电作用,可及时缓解电力供应保障压力。二是“十四五”期间风电和太阳能发电量预计实现翻倍,对于系统调节能力建设存在巨大需求,在充分挖掘火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施潜力的情况下,仍需统筹配置电网侧、电源侧新型储能满足新能源消纳要求。三是结合国家正在推进的沙漠戈壁荒漠地区大型新能源基地项目,为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于50%要求,以及提升通道运行稳定性,需要配置电网侧新型储能。四是建设电网侧新型储能可有效缓解输电阻塞,提升电网末端供电能力,替代输变电设施投资升级。综合考虑以上四类应用场景,根据电规总院前期研究,“十四五”期间全国电网侧新型储能总需求规模超过5000万千瓦,时长需求2~4小时。

二、当前机制下电网侧新型储能成本回收存在较大压力

电网侧新型储能商业模式有待健全,当前以租赁为主的发展模式不具备可持续性。“十三五”以来,电网侧新型储能经历波动式发展,2018年呈现爆发式增长,受政策调整影响,2019年电网侧新型储能发展减速。当前电网侧新型储能发展以租赁模式为主,即业主建设储能电站后,通过容量租赁方式,由电网公司支付租赁费用,租赁期限结束后,再由业主将资产移交给电网公司。当前租赁费用主要由电网企业自己承担,尚无疏导渠道。已投运项目主要集中在中东部发达地区,比如江苏、山东、河南、湖南、广东等省份,长期来看该模式不具备可持续性。

现行电力市场机制下电网侧新型储能较难实现成本回收。按照电化学储能当前造价测算,储能电站购售电价差在0.7~0.8元/千瓦时左右才能基本实现成本回收。从新型储能参与现货市场的情况来看,目前仅有部分地区明确新型储能参与现货市场的主体地位,2022年3月山东率先推动独立储能参与电力现货交易,根据3月山东现货市场运行情况,储能电站充放电最大峰谷价差为0.612元/千瓦时,且充放电平均峰谷价差远低于最大价差。从新型储能参与辅助服务市场的情况来看,当前尚未完全建立按效果付费的机制,无法体现电网侧储能对于电力系统调节支撑等多元化价值,且补偿标准的延续性不足,目前各地对于新型储能参与调峰的补偿标准约0.2~0.5元/千瓦时。根据上述分析,基于当前市场机制,电网侧新型储能较难实现成本回收。

三、关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

大力推广电网侧共享新型储能的创新模式应用。在部分新能源资源条件较好、系统调节压力较大的地区,可考虑率先开展电网侧新型储能共享发展模式示范,共享储能电站与多家新能源企业交易,利用新能源发电侧利润补贴共享储能电站,成本不传导至用户侧造成电价增加。该模式下,储能投资商、新能源企业、电网企业及地方政府可实现多方共赢。根据前述分析,在电网侧关键节点布局,比电源侧减少20%~30%左右的储能容量。因此,对于新能源企业,相较于自建电源侧储能,购买共享储能电站调峰服务投资更低。对于电网企业,通过支付给共享储能电站少量租赁费用,获得优质调度资产,发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障系统安全稳定运行等全局系统功能,保障系统安全可靠运行。对于地方政府,通过引入共享储能模式有效促进当地新能源发展,带动储能产业链及地方经济发展。

积极推动构建体现电网侧新型储能多元价值的市场体系。电网侧新型储能可为电力系统提供电能量服务、辅助服务、容量保障服务等多重服务,后续可进一步通过市场体系的完善体现其多元化价值。在电能量市场中,逐步放开现货市场限价,适当扩大现货市场价差,充分体现电网侧储能提供稀缺性、电力资源的价值。在辅助服务市场中,加快构建有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务等多元化辅助服务市场,充分体现储能对于系统的平衡调节、快速调频调压等优势价值,保障储能获取多重收益。同时探索建立容量保障机制,参考美国、英国、澳大利亚等国际先进经验,通过开展容量交易市场或容量补偿工作,体现电网侧新型储能保障电力可靠供应的系统价值。同时,积极协调上述各市场机制的关系,促进衔接融合发展。

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关键字:储能成本

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