■本報記者 盧奇秀
近日，中國電力企業聯合會在第三屆中國儲能大會上發佈的《2024年度電化學儲能電站行業統計數據》顯示：2024年新能源配儲整體運行平均利用率指數32%，比2023年提升15個百分點。電網側儲能年均等效充放電次數248次，平均利用率指數52%，比2023年提升14個百分點。
中國電力企業聯合會專職副理事長王抒祥指出，我國以電化學儲能為代表的新型儲能調度利用水平持續提升，有效促進了新能源消納，起到頂峰保供以及保障電力系統安全穩定運行的作用，有力支撐了我國新型電力系統建設。
■■ “建而不用”形象轉變
近年來，我國風電光伏開發利用規模快速增長，截至2024年底,新能源發電裝機容量達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規模。新能源利用率連續6年超過95%。
“新能源發電出力具有隨機性、波動性，大量電力電子裝備併入電網，系統運行特性發生重大變化，電力系統面臨著保供、消納和穩定挑戰。”國網能源院院長魏玢指出，新能源出力和負荷特性匹配度不高，負荷高峰時段電力支援能力不足，風電參與平衡能力約為裝機容量的5%—15%，光伏發電在全國大部分地區參與平衡能力為零。新能源裝機仍維持快速增長態勢，超過系統調節能力的增長速度，新能源利用率將處於下降通道。
“2024年國家電網公司經營區新能源新增規模2.67億千瓦，是新增調節能力的2.5倍。最大日波動超過2.5億千瓦，已有青海、甘肅等10個省份新能源裝機超過最大負荷。”魏玢介紹，通過科學制定儲能調度運行方式，消納困難時段儲能最大充電電力近3000萬千瓦，促進新能源消納210億千瓦時。在迎峰度夏、度冬期間儲能最大放電2860萬千瓦，發揮了良好保供作用。
南方電網特級戰略專家鄭耀東表示，新型儲能的運行情況正在逐步改善，不能再簡單地用“建而不用”或“調而不用”來形容新型儲能的現狀。
在國家電力調度控制中心副主任張振宇看來，作為優質小時計調節資源，新型儲能可通過電量時空轉移對日內短時電力電量平衡起到一定支撐作用。截至目前，江蘇、安徽、浙江等地明確發佈迎峰度夏、迎峰度冬期間新型儲能調用價格支撐政策，是電力保供的重要保障。
■■ 滾動修訂儲能發展規劃
新型儲能將逐步成為電力系統的重要基礎設施，深度融入系統各環節。魏玢預計，“十五五”期間最大負荷增量5億千瓦，從滿足系統新增保供需求來看，增加新型儲能可以一部分替代煤電，新增新型儲能1.8億千瓦，可滿足超過1/4的增量保供需求。
值得注意的是，儲能增加到一定規模后，其邊際保供能力下降。魏玢指出，電力缺口小於最大負荷5%—10%時，日內等效缺口時長小於長時儲能時長，儲能保供作用充分發揮，其有效容量係數為1；電力缺口達10%—20%時，日內等效缺口時長大於儲能時長，儲能在高峰缺電時段內分散出力，可填補的電力缺口幅值小於其額定容量，有效容量係數下降至0.34—0.93；電力缺口佔比低於最大負荷20%時，低谷時段可充電量無法滿足負荷高峰期缺口電量，進一步增長新型儲能裝機將出現頂峰保供“飽和效應”，需考慮新增常規電源或跨日、跨區輸電、長時儲能等保供措施相配合。
“在電量不平衡情況下，新型儲能‘無電可充’或是‘無電可放’，靈活調節作用難以充分發揮。”張振宇建議，儲能配置應匹配需求、合理規劃，根據各地負荷特性、新能源出力特性等，論證差異化的保供應和促消納需求，科學分析電網側、電源側、用戶側的新型儲能需求規模和特性，因地制宜合理配置和優化組合方案。滾動修訂完善儲能發展規劃，優化儲能規模佈局、建設時序，合理確定利用小時數。
■■ 按場景完善價格機制
在單純消納、保障電網安全需求下，新型儲能運行及成本壓力較大，市場機制和價格機制有待進一步完善。
“目前大多數儲能專案仍面臨盈利難題，僅可獲取現貨價差、輔助服務費用、容量租賃等收益模式中一到兩種，盈利空間有限。”鄭耀東坦言，新型儲能電站的建設和運行成本是影響其盈利的關鍵因素。以一個100MW/200MWh的儲能電站為例，按年充放電次數350次，系統壽命20年測算，其全生命週期運行滿足0.42元/瓦時的收益，才能實現投資回本。
“如果容量市場能夠提供每瓦時0.17元的收益，現貨市場價差收益增加約0.05元，輔助服務收益再增加約0.05元，那麼三者相加即可達到0.42元/瓦時的收益目標。”鄭耀東分析，新型儲能的靈活性決定了其需要在多種應用場景中尋找價值，例如在不同時間段內實現多重用途，以充分發揮其“一體多用、分時複用”的價值。
魏玢建議，加快完善新型儲能市場機制。推動各類儲能參與市場交易，允許儲能設施以獨立主體，與新能源組合、負荷聚合體、虛擬電廠等多種形式參與電力市場，建立儲能市場化發展的商業模式。以保供應為主要應用場景的儲能，應參照火電、核電等其他調節電源，在電能量、輔助服務市場外，給予一定的容量補償，保障其規模合理增長。以促消納為主要應用場景的儲能，主要通過現貨市場的峰谷價差、輔助服務市場獲得收益。