新能源配储能的现状、挑战及发展建议

2023-03-06 18:11 / 查看:458

习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出,要推进先进储能技术规模化应用。近年来,我国高度重视储能技术与产业发展,先后出台一系列政策措施。截至目前,全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件,大力发展“新能源+储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。

新能源配储能发展现状

截至2021年底,全国储能装机规模达到4266万千瓦,其中新型储能装机626.8万千瓦,同比增长56.4%;新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底,电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%,电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦,是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中,电源侧配储能是各个省份重点支持方向,近期逐步加大了独立储能发展要求。

为充分了解储能设施的运行情况,中电联对电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208个,合计容量215万千瓦,占全国电化学储能装机的近40%。其中,调研新能源配储能装机105万千瓦,占全国新能源配储装机的2/3,具有代表性。调研结果表明:

从不同应用场景储能项目配置时长看,调研机组储能平均时长为2小时,新能源储能配置时长为1.6小时,火电厂配储能为0.6小时,电网储能为2.3小时、用户储能为5.3小时,基本反映了各应用场景的技术需求和特性。

从各区域储能应用场景分布看,华北、西北区域以新能源配储能为主,华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡,南方区域以火电厂配储能为主。

从储能运行策略看,新能源配储弃电期间一天至多“一充一放”运行,个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

从储能等效利用系数看,调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%,新能源配储系数仅为6.1%,火电厂配储能为15.3%,电网储能为14.8%,用户储能为28.3%。相对而言,华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。

从储能项目造价和商业模式看,储能项目造价大多在1500~3000元/千瓦时之间,项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用,在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值,商业模式不尽相同,地区差异性较大。但从实际情况看,大部分储能项目的盈利水平不高。

新能源配储能存在的主要问题

一是新能源配储能利用率低。

新能源配置储能是多种储能应用方式中的一种,新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。从调用频次来看,目前,新能源配置的储能一般是在有弃电时段进行充放运行,至多“一充一放”运行,部分区域配置的电化学储能基本未调用。电网侧、用户侧配的储能多为“两充两放”运行模式,火储调频由于受AGC调度指令响应,储能调用频繁;从等效利用系数来看,2022年第一季度新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用系数分别为6.1%、15.3%、14.8%、28.3%。火储、电网侧和用户侧配储日利用小时分别是新能源配储利用小时的2.5倍、2.4倍、4.6倍,用户侧配储的储能实施利用最为充分;从日充放电等效利用率来看,新能源配储、火储、电网侧配储、用户侧配储等效利用率分别为51.1%、344.6%、82.4%、67.1%,说明新能源配储平均两日才能实现一次完整的充电。

二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。

新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准,部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。考虑到各地资源特性、消纳形势、电力系统需求不同,应当详细测算新能源配置储能的必要性及比例。但已建成的新能源配储电站利用率低下,说明“一刀切”式的配比要求不科学,且缺乏自主调用储能的商业模式与市场化激励,对储能作用考虑得并不充分。例如,部分地区要求存量项目开始配置储能装置,而根据修订后的GB38755《电力系统安全稳定导则》要求,多数新能源场站已完成一次调频改造,若再按照10%配置储能,储能设施完全能够满足场站一次调频能力需求,已经开展的一次调频改造无法发挥作用,造成资源浪费。尤其是新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大,总体处于产业发展初期,问题、需求和目标导向尚未理清(如新能源侧配储能是解决消纳问题、还是解决上报的功率曲线误差超标问题、或是解决系统灵活性资源不足问题),“一刀切”的配置要求和管理方式不利于新型储能高质量发展。不同新能源类型配置同等储能缺乏科学性,光伏、风电同属新能源,但由于其发电特性不同,同要求下的配置储能在经济性、利用率方面具有较多差异性,同质化的配置储能要求缺乏科学性;分散的配置方式无法体现规模效益,新能源配置储能主要跟随新建项目,采取分散模式。由于建设单位为了抢占资源,更关注项目能否通过并网验收,配建储能的应用效果放在其次,储能装置质量参差不齐、管理使用模式也千差万别,再叠加调用次数少,造成储能利用率低、经济性差。尤其是单个新能源发电企业配置的储能或调峰设施规模较小,在运营过程中难以产生规模效应,出现运营成本高、效率低等问题。此外,不同电站之间的储能在协调方面也存在障碍,导致储能作用发挥不充分,储能利用率严重受限。

三是新型储能成本较高,缺乏疏导渠道。

新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术,新能源配储投资成本无法满足收益率要求,投资回报机制模糊。目前新能源电价约在0.3元/千瓦时左右,即仅仅依靠回收弃电,远远不能满足收益率要求。新型储能对电力系统的效用呈多样性,主要受益方是电力系统全体参与者或者是用户,目前除削峰填谷(含消纳)和调频外,回报机制大多不清晰,且受政策性影响较大。当前,新能源配储成本由新能源开发企业承担,并未向下游传导,叠加锂离子电池成本上涨,给新能源企业带来了较大的经营压力,影响新能源开发企业投资决策。新能源配置的储能可为电网提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务,但在新能源场站内布置,现行的市场机制难以体现储能的其他价值。

四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。

新能源配储商业模式仍显单一。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务,对于大部分新型储能的经营环境而言,电源侧电价峰谷差并不显著,辅助服务价格也不高,导致储能收益难以保障;储能的诸多市场和价格规则仍有待落地。2022年5月24日,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》,对新型储能“入市”后的市场、价格和运行等机制均作出了重要部署,该政策的出台将有效推动新型储能市场化进程,对储能产业及商业模式的创新发展意义重大。然而,该政策的落地与实际执行仍面临较多问题,各地在细化地方方案上也需因地制宜,政策变动对收益影响较大。此外,当前新能源配置储能仅规定了储能配置比例等基本参数,未出台配套的具体使用和考核办法;如储能如何参与调度、调度的频次、充放电次数、放电深度等方面尚没有明确的规定等,导致储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证,不仅加剧了部分企业劣币驱逐良币、选择质量较差低廉储能产品的意向,且强配储能极少被调用,形成了负反馈的恶性循环。

五是新型储能安全管理仍需加强。

近年来,随着新型储能的规模扩大和应用日益广泛,其面临的安全问题也愈发严峻。据不完全统计,自2018年起至今,全球已发生了40多起储能电池爆炸起火事件,暴露出当前储能电池产品存在安全可靠性不足、相关标准规范指导性不强、安全管理措施落实不到位、安全预警及应急机制不健全等问题。可以说,安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素之一。在高成本压力下,部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品,增加了安全隐患。电化学储能的安全包括电池本身的安全性和作为储能系统使用时的系统安全性,涉及储能电池、电池管理系统、电缆线束、系统电气拓扑结构、预警监控消防系统、运行环境、安全管理等多个方面,涉及对象也包括专业技术操作人员、储能电池本身以及电站安全运行管理等。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

六是新型储能运维难度大。

电化学储能电芯数量庞大,储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级,且随着电池运行时间的延长,电芯性能必然会出现或多或少的衰减,但BMS不能跟随电芯性能衰减而实时更新电芯安全指标,且现有标准没有明确详细的现场检测方法。此外,储能电池在安装前和运行中缺少现场检测设备,无法在场站端对储能电池、模块或系统进行详细的检测分析,导致运维人员不能够及时了解电池在运行过程中的详细参数,只能依靠电池管理系统分析,维护难度极大;储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业,对于现有运检专业来说属于新事物,当前储能电站运维粗放,运维及检修、调控监控人员均没有相应的技术储备及检修运维装备,大多数人员由新能源场站抽调,未经过专业的储能系统技术培训,对储能系统出现的部分问题无法及时解决,导致储能系统停机脱网或发生电池安全事故,运检维修人员专业性有待提升。标准更替造成部分早期项目不满足技术要求,部分早期建设的储能电站,在设计及建设之初,按照当时设计标准满足要求,但随着相关国家标准、行业标准的完善,特别是大红门储能电站事故以来,国家、行业、地方均提出了更严格的要求,以至部分原设计标准已不满足,部分储能电站需要进行整改后方可投入运行。针对储能系统的电网调度运行有待优化,一是在部分地区,由于电网夜间不会给光储系统下指令放电,导致储能在辐照较好阶段储存的电能不能用于支持晚用电高峰,只能用于下午辐照较差时段,影响储能的峰谷发电价差;二是电网调度尚未形成储能信息上传的完整系统,无法与现有AGC功率下达系统相结合,造成不能有效防止储能系统充电时出力与AGC下达出力不一致所导致的“两个细则”考核,出现电站一边为系统削峰填谷做贡献,一边因出力曲线无法跟踪被考核。

有关建议

优化储能配置和调运方式,提升储能利用水平

因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素,具体分析各地系统调频、调峰需求,综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况,合理确定新能源配置储能的规模和型式,避免资源浪费。

逐步扩大独立储能/共享储能比例。借鉴发展抽蓄模式来发展新型储能,逐步扩大独立储能/共享储能比例。从优化电力系统运行、提高储能设施利用率、支撑新能源占比逐步提高等角度出发,统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求,集中建设独立或共享储能电站,新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站,新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。

健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制,对于已经布置在新能源侧的储能设施,按照相关要求进行改造向独立/共享储能发展,最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。优化储能电站并网运行控制策略,提高储能利用效率。此外,储能系统运行应以延长储能设施寿命为核心,在满足调度要求的条件下,尽量避免设备使用次数不均衡、设备频繁操作和电池系统长时间深度充放电。

加大科技创新与运维管理,提升储能安全水平

加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构,完善储能电站并网运行控制策略,提升本质安全水平;加强安全预防智能化建设,搭建数字化储能电站数据处理与运维平台,减少操控失误带来的安全问题;强化针对电化学储能的消防能力建设,进一步深化储能电站系统安全研究、储能系统火灾演化机制及防控技术研究,针对火灾防控、早期预警、事故处置等方面的重点攻关,联合企、事业多部门研究制定储能电站专门的消防安全产品和应急方案;此外,建议有关部门牵头制定储能电站消防审核验收(备案)程序及要求,解决消防报批难题,同时健全消防安全生产责任制,完善储能电站应急预案和消防联动机制。

优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理,制定储能电站消防审核验收、备案程序;建立电池选型和检测体系,新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测,检测不符合要求的不予并网;在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价,定期进行抽检及监督检查,不符合要求的应予以整改,并增加建立对储能电池的高/低电压穿越、电网适应性、充放电性能、过载性能、额定能量等涉网性能相关测试要求;加强运维人员安全培训,持续优化储能电站的安全管理体系,明确各环节安全责任主体及安全管理职责划分,完善基于储能项目技术升级和安全性的检测认证和监督体系,建设并运维好电化学储能电站安全监测信息平台。

完善技术标准体系。结合新型储能技术进展和安全需求,动态更新电化学储能标准体系,提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度,在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面,加快标准制修订工作,提升电化学储能相关国家标准、行业标准、团体标准的建设力度,实现标准引领。

完善市场机制,促进储能产业发展

健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求,各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则,保障新型储能更好地融入电力市场。包括:取消储能调频机组调节速率值上限,推动储能调频项目更快发展;当电网因安全需求调度储能项目参与调峰,导致充放电价差为负值时,计入现货市场补偿;出台相关的税收优惠与投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策,对项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确;增加新能源发电侧配套储能调峰等辅助服务贡献的奖励,提升配建储能项目的积极性;支持电网侧储能项目长期租赁模式运营并合理规定最短租赁年限,保障电网侧储能项目投资回报收益等。

完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。目前储能的盈利主要来源于电能量收益、辅助服务收益。在目前机制下,储能受电价差低、调用次数不足、辅助服务价格低等因素影响,收益无法得到有效保障;部分地方政府虽然有补贴,但是随着储能规模的扩大,补贴难以持续。为此,亟需建立保障新型储能盈利的长效机制,完善电能量市场、辅助服务市场等机制,通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源,引导社会资本参与新型储能建设。

出台新型储能容量电价政策。鉴于新型储能与抽蓄在功能与价值的统一性,新型储能电站价格机制首先考虑储能容量带来的系统共享和多方获益的特点,按照“谁受益、谁分担”的原则承担相应的容量成本。建议理顺各类灵活性电源电价机制,出台容量价格政策,尽快完善新型储能商业模式,促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。

热门文章