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(xiàn)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(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”（以下簡稱“30·60雙碳目標(biāo)”）。2020年12月13日，我國在氣候雄心峰會上進(jìn)一步闡述碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，提出到2030年中國單位國內(nèi)生產(chǎn)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(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)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(fēng)電裝機(jī)7167萬千瓦、太陽能發(fā)電4820萬千瓦，風(fēng)光新增裝機(jī)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(fēng)電裝機(jī)2462萬千瓦，新增太陽能發(fā)電裝機(jī)2590萬千瓦。這意味著，僅2020年12月的風(fēng)電、太陽能新增裝機(jī)容量就分別高達(dá)4705萬千瓦、2330萬千瓦。截至2020年底，風(fēng)電、太陽能發(fā)電累計(jì)裝機(jī)總?cè)萘砍^5.3億千瓦。

國家能源局已發(fā)布2021年新增風(fēng)電、太陽能發(fā)電1.2億千瓦的目標(biāo)，如果按照新能源裝機(jī)的5%來配置儲能，那么2021年新能源側(cè)儲能規(guī)模將新增6GW。

按照2030年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)12億千瓦以上的目標(biāo)，預(yù)計(jì)未來10年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電合計(jì)年均至少新增規(guī)模6700萬千瓦以上，才能實(shí)現(xiàn)12億千瓦以上的目標(biāo)。若按5%的配置儲能比例測算，2030年風(fēng)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(yù)測，在“碳中和”目標(biāo)下，2050年，中國光伏和風(fēng)電將占到電力總裝機(jī)量的70%。相應(yīng)地，電化學(xué)儲能將由2016年的189MW增長到510GW，年均增長率達(dá)26%。

“30·60雙碳目標(biāo)”的提出必將加快推動(dòng)風(fēng)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(diào)節(jié)能力將提出更高要求，給儲能發(fā)展帶來新機(jī)遇。儲能裝置可實(shí)現(xiàn)負(fù)荷削峰填谷，增加電網(wǎng)調(diào)峰能力，也可參與系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)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(jìn)程，對于保障電力可靠供應(yīng)與新能源高效利用，實(shí)現(xiàn)“30·60雙碳目標(biāo)”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(fù)荷不均衡，加之新能源的時(shí)空不匹配，風(fēng)光大規(guī)模接入電網(wǎng)，其波動(dòng)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(diào)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(yùn)行提供支撐。目前，我國電力系統(tǒng)靈活性較差，遠(yuǎn)不能滿足波動(dòng)性風(fēng)光電并網(wǎng)規(guī)模快速增長的要求。我國靈活調(diào)節(jié)電源，包括燃油機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組以及抽蓄機(jī)組占比遠(yuǎn)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(diào)節(jié)占比不到4%。高比例可再生能源電力系統(tǒng)運(yùn)行的最大風(fēng)險(xiǎn)就是靈活性可調(diào)節(jié)資源不足，調(diào)頻調(diào)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(dǎo)則》（GB38755-2019）要求，電源均應(yīng)具備一次調(diào)頻、快速調(diào)壓、調(diào)峰能力。隨著光伏風(fēng)電發(fā)電比例不斷增大，電網(wǎng)的調(diào)頻需求越來越大。截至2020年底，已有18個(gè)省市出臺了鼓勵(lì)或要求新能源配儲能的有關(guān)文件。湖南、湖北、內(nèi)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(guān)文件明確在新能源項(xiàng)目審核過程中“優(yōu)先考慮”新能源配置儲能項(xiàng)目。

目前新能源配置儲能項(xiàng)目普遍被認(rèn)為是新能源配電儲能裝置，尤其是化學(xué)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?xì)怆娬?、燃油電站、儲能，還包括可調(diào)節(jié)負(fù)荷等，應(yīng)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(yùn)行調(diào)節(jié)過程中。

2.市場機(jī)制和相關(guān)激勵(lì)機(jī)制不健全。

受體制改革不到位、市場機(jī)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(shù)經(jīng)濟(jì)性不高、位置獨(dú)立分散、利用率低，成本疏導(dǎo)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(jié)構(gòu)、調(diào)峰資源缺口程度有所不同，強(qiáng)配儲能給新能源企業(yè)帶來較大的成本壓力。盡管電化學(xué)儲能成本呈逐年下降趨勢，但目前仍高達(dá)0.6-0.8元/kWh，遠(yuǎn)高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/kWh的度電成本。安裝、運(yùn)行成本之外，融資成本、項(xiàng)目管理費(fèi)等附加費(fèi)用也很高。由于補(bǔ)貼退坡、資金拖欠、平價(jià)上網(wǎng)等因素，新能源項(xiàng)目盈利空間逐步壓縮，配置儲能缺乏合理的機(jī)制和明確的投資回收渠道，帶來的收益有限，企業(yè)建設(shè)積極性較低，導(dǎo)致部分省份新能源與電網(wǎng)企業(yè)矛盾加劇。

3.電化學(xué)儲能相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)缺失。

電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)已發(fā)展十幾年，相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)卻沒有得到完善，儲能系統(tǒng)從設(shè)計(jì)、運(yùn)輸?shù)桨惭b、投運(yùn)、驗(yàn)收和后期運(yùn)維，以及儲能系統(tǒng)的災(zāi)后處理、電池回收等，都沒有非常完善的標(biāo)準(zhǔn)和政策來支撐。

新能源配儲要抓住四個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)

1.加強(qiáng)儲能與“源—網(wǎng)—荷”協(xié)調(diào)規(guī)劃。

政府應(yīng)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(jié)果只會造成無序競爭和社會資源的浪費(fèi)。

加強(qiáng)儲能與“源—網(wǎng)—荷”協(xié)調(diào)規(guī)劃，促進(jìn)“源—網(wǎng)—荷—儲”協(xié)調(diào)發(fā)展。根據(jù)不同地區(qū)對靈活調(diào)節(jié)資源的需求、發(fā)展定位和特點(diǎn)，明確儲能發(fā)展規(guī)模和布局，實(shí)現(xiàn)“源—網(wǎng)—荷—儲 ”協(xié)調(diào)發(fā)展，合理確定儲能發(fā)展規(guī)模、設(shè)施布局、接入范圍和建設(shè)時(shí)序并滾動(dòng)調(diào)整，引導(dǎo)儲能合理布局、有序發(fā)展。

2.加快電力市場建設(shè)。

應(yīng)進(jìn)一步加快建設(shè)電力中長期電力市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)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(shí)現(xiàn)其經(jīng)濟(jì)價(jià)值，以促進(jìn)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(jià)值的市場化機(jī)制，合理科學(xué)地評估儲能配置規(guī)模和儲能服務(wù)價(jià)值，針對市場化過渡階段和全面市場化階段分別設(shè)計(jì)市場規(guī)則，最終形成“誰受益，誰付費(fèi)”的市場化長效機(jī)制。可以先從允許儲能系統(tǒng)運(yùn)營商作為獨(dú)立市場主體提供多元化服務(wù)入手，使其能夠參與調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動(dòng)等各類服務(wù)。除了拉大峰谷價(jià)差外，儲能的價(jià)格機(jī)制可按照容量電價(jià)、電量電價(jià)、輔助服務(wù)電價(jià)予以制定，且以對電能質(zhì)量的影響作為電價(jià)的評估標(biāo)準(zhǔn)。在出臺相應(yīng)價(jià)格政策的同時(shí)，也要通過其實(shí)踐情況進(jìn)行調(diào)整和修正。

3.推動(dòng)儲能云平臺建設(shè)。

以互聯(lián)網(wǎng)思維看待儲能服務(wù)，推動(dòng)儲能云平臺建設(shè)，以共享經(jīng)濟(jì)、平臺經(jīng)濟(jì)的發(fā)展模式創(chuàng)新儲能運(yùn)營的體制機(jī)制，充分挖掘儲能云的利用潛力，積極探索綜合能源服務(wù)、綠電交易、需求響應(yīng)、能源托管等新型商業(yè)模式，通過設(shè)備共享、資源共享和服務(wù)共享最大限度地發(fā)揮儲能設(shè)備的利用價(jià)值，實(shí)現(xiàn)儲能設(shè)備資源優(yōu)化配置和高效利用。

4.制定和完善儲能相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。

進(jìn)一步完善儲能規(guī)劃設(shè)計(jì)、設(shè)備試驗(yàn)、并網(wǎng)檢測、安全運(yùn)維、消防等技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，建立儲能實(shí)施門檻。推進(jìn)儲能技術(shù)創(chuàng)新與標(biāo)準(zhǔn)化協(xié)同發(fā)展，解決儲能設(shè)施參與系統(tǒng)運(yùn)行的關(guān)鍵問題，有效保障我國儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

（作者均供職于華北電力大學(xué)能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心）