作為“大號充電寶”，新型儲能原本可以通過“白天儲電、晚上放電”的功能，在用電高峰期增加發電能力，緩解缺電壓力，發揮“頂峰”作用。但記者調查發現，由于市場機制不健全、收益模式單一、產品質量參差不齊等多方面因素，一些建設企業觀望情緒濃厚，部分已建儲能電站運行也不充分，“頂峰”調節作用未能有效發揮。業內人士建議，應科學合理規劃各地儲能電站建設，加快建設電化學儲能電站安全監測體系，建立體現儲能價值的市場機制，讓新型儲能真正在保供關鍵時刻“頂得上”。
白天棄電晚上缺電
7月5日，京津冀及黃淮等地再現高溫，部分地區日最高氣溫超過40℃。而在剛剛過去的6月，我國共發生4次區域性高溫過程。
國家能源局副局長余兵表示，近期多個地區氣溫大幅攀升，用電高峰期提前。迎峰度夏期間電力供應總體有保障，但區域性、時段性供需矛盾仍需著力解決。
根據中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）提供的數據，除了南方、華東、華中等區域外，西北地區今年預計也將出現用電緊張的情況。“這是之前沒有出現過的。”中電聯規劃發展部主任張琳稱。
業內人士指出，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，疊加極端天氣多發頻發等因素，我國電力供需平衡壓力增大，小發期出力不足和大發期消納困難交織，長周期保供應和保消納問題日益凸顯。
以寧夏為例，2023年常規電源零新增，新能源占比超過50%，用電負荷保持快速增長，有效發電能力與用電負荷不匹配、局部電網負荷超常規增長問題日益突出，電力保供壓力持續增大。
數據顯示，6-8月，寧夏供需依然整體呈現“缺口常態化、局部卡口重、保供挑戰大”的狀態。根據統計分析，如果處在極端天氣下，仍存在一定電力缺口。
“現在面臨的問題是靈活性調節資源緊缺，火電資源已基本充分利用，下一步為新能源提供更多調節支撐的能力有限。”寧夏相關部門一位負責人介紹說，“今年以光伏為主體的新能源建設步伐都在加快，白天時段大家電力供應都相對富裕，但早晚高峰電力緊缺，導致白天新能源大發時段電力送出難，出現棄電情況，晚上卻又缺電，亟須儲能發揮調節作用。”
“現在是兩頭靠天吃飯。”中電聯電動交通與儲能分會會長劉永東這樣形容新型電力系統加速構建下的供需形勢。他告訴記者，在供應端，天氣的陰晴不定、風力的時強時弱都會對光伏、風電等新能源發電產生影響，隨著新能源裝機規模和占比的不斷提高，這種強隨機性、波動性和間歇性特征更加凸顯。而在需求端，近年來高溫、寒潮等天氣對用電的影響也越來越突出。“因此更要充分發揮儲能等靈活性調節資源在電力保供中的作用。”
配置不足調節有限
作為提升電網調節能力、綜合效率和安全保障能力的重要支撐，我國儲能發展需求旺盛。今年以來，河南、山東、廣東等地陸續發文加快新型儲能發展，要求嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施。目前，全國各省份新能源配置儲能比例基本在10%-20%，部分地方鼓勵提高至25%以上。
“新型儲能形態比較多，但目前技術發展較快、產業規模較大的，主要是以鋰離子電池為主的電化學儲能。”劉永東介紹說，從全國電力安全生產委員會19家企業成員單位統計數據來看，2022年新增投運電化學儲能電站總能量7.86GWh，占已投運新型儲能電站總能量的60.16%，同比增長175.81%。2022年在建電化學儲能電站300座，總功率11.70GW、總能量29.03GWh。按照建設周期一般為6至8個月計算，在不計新增項目的情況下，2023年同比也將增長超100%。
即便增長速度如此之快，相較新能源發展進程，儲能配置仍顯不足。記者在采訪中了解到，很多地方儲能備案項目多、實際開工投運的少。例如，西部某省區目前新能源配儲比例僅4.5%，“即便是10%的配置也不足以支撐2025年新能源利用率95%的目標。”有業內人士稱。
“已備案儲能也存在扎堆布局問題，儲能規模、類型、布局等均缺乏統籌規劃。”多位能源負責人坦言，已建成的新能源儲能項目利用率也不高，“有的一天一次調用都沒有。”
這種說法與中電聯的調研結果一致。中電聯數據顯示，儲能電站依然存在重建設輕運行現象。雖然新能源配儲裝機占比約40%，但2022年平均利用系數僅為0.03，平均出力系數為0.69，平均日利用指數為17%，利用效果遠低于其他應用場景，儲能調節作用未能有效發揮。
劉永東指出，新能源儲能電站運行“窘相”還表現在非計劃停運的頻發上。2022年，電化學儲能電站全年非計劃停運671次，單位能量非計劃停運次數為24.45次/100MWh，相比2022年火電機組的非計劃停運次數0.35次/（臺?年），差距較大。
重視質量完善機制
“儲能是伴隨新型電力系統發展，為解決電力需求問題而設計的，首要作用就是保供，要在高峰期填補空白，發揮‘頂峰’作用。”西北能源監管局一位工作人員說。
業內人士認為，當前新型儲能乏力背后，既有產品質量需要提升等亟待解決的問題，也有新能源配儲制度待優化、探索新型儲能商業模式等深層次問題。
記者調查發現，去年以來儲能并網項目非常多，但質量卻參差不齊。電化學儲能平均轉換效率最高達92.51%，最低卻只有33.91%。除了具有安全隱患外，質量不一樣的儲能電站都以相同價格或相同容量對外租賃，可能會導致“劣幣驅逐良幣”的情況。
“要加快建設電化學儲能電站安全監測體系，高度重視新能源配儲的產品質量。”劉永東強調。
業內人士建議，應出臺儲能容量的定期核定機制，由電網調度部門定期對儲能電站的充放電能力進行檢測，對于某些電池衰減幅度明顯高于正常水平的儲能電站，要核減其對外租賃的容量額度，避免惡性競爭。
與此同時，建立體現儲能價值的市場機制也至關重要。全國儲能電站收益模式主要有容量租賃、輔助服務（調峰、頂峰、調頻等）、現貨市場、容量補償等。
目前，電源側的新能源配儲還沒有成熟的收益模式，電網側的獨立儲能受制于政策波動，輔助服務收益無法達到預期值，容量租賃價格差異明顯，租賃期限較短，儲能電站收益無法長期保障。替代性儲能的收益還有待于納入輸配電成本的政策支持。峰谷套利是用戶側儲能最主要的盈利方式，在峰谷差價比較大的省份，效益較好。
“根據我們當前運行情況看，儲能項目僅通過每天的充放電收益，達不到原來可行性研究測算的標準，如果沒有新路徑，就沒法支撐今后正常運行。我們還備了兩個項目，但因為現在運行情況達不到預算可行性研究，這兩個籌備項目過不了集團籌委會，現在就先擱置。”一家能源央企地方相關負責人的觀點頗具代表性。
“誰來為儲能付這個錢？”這個問題困擾諸多儲能行業從業者。“誰受益，誰分攤。”中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華認為，電力市場還需要破局，電源側、電網側和用戶側要有不同適用的電力市場政策，地方應結合自身稟賦出臺具體細則。
劉永東建議，應以發揮儲能電站應有作用為導向，進一步確定新能源配儲的原則，科學合理規劃各地儲能電站建設。同時，要公平合理評價新型儲能電站與抽水蓄能電站在電力系統中的作用，出臺新型儲能電站的容量電價機制。持續完善儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務、需求響應等各類電力市場的技術標準、準入條件、交易機制、結算方式，豐富拓寬儲能參與市場交易品種，適度拉大現貨市場峰谷價差，為儲能發展提供穩定的市場空間，形成新型儲能電站在電力市場中的價值發現機制和收益實現機制。
來源：經濟參考報
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