專(zhuān)家指出，在目前的價(jià)格下，儲能參與深度調峰尚不具備經(jīng)濟性，政策缺乏可操作性。能否打開(kāi)深度調峰市場(chǎng)，還要看儲能自身成本下降程度和輔助服務(wù)市場(chǎng)機制的健全程度。
伴隨新能源大規模并網(wǎng)，電力系統調峰能力不足問(wèn)題已凸顯，而作為“充電寶”，儲能設施正涉足深度調峰市場(chǎng)。
近日，華中能源監管局發(fā)布《江西省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運營(yíng)規則（暫行）（征求意見(jiàn)稿）》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《規則（暫行）》，對深度調峰交易、啟停調峰交易的市場(chǎng)化競價(jià)規則進(jìn)行了規定，同時(shí)明確發(fā)電機組可建設適當規模的儲能設備，聯(lián)合調峰。
在此之前，國家能源局山西監管辦發(fā)布關(guān)于征求《山西獨立儲能和用戶(hù)可控負荷參與電力調峰市場(chǎng)交易實(shí)施細則（試行）》意見(jiàn)的函，提出獨立儲能可分時(shí)段為電網(wǎng)提供深度調峰服務(wù)。今年3月，國家能源局湖南監管辦印發(fā)《湖南省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易模擬運行規則》，明確儲能可參與深度調峰、緊急調峰和旋轉備用。
面對日益吃緊的系統調峰壓力，深度調峰能否為儲能發(fā)展提供空間？火儲聯(lián)合調峰前景如何？
合力增強調峰性能
國網(wǎng)能源研究院2019年發(fā)布的《2019中國儲能產(chǎn)業(yè)現狀分析》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《分析》）顯示，用電高峰期負荷需求持續增長(cháng)，受夏季高溫影響，中東部等負荷中心峰谷差不斷拉大，用電最大負荷持續攀升。以江蘇為例，該省最大負荷已連續兩年突破1億千瓦。
火電機組是調峰主力，但調峰積極性一直不高。對此，有業(yè)內人士指出，火電機組頻繁進(jìn)入深度調峰工作狀態(tài)，大幅調節會(huì )降低其使用壽命，增加煤耗，拉低效益。
火電機組自身的出力特性和較長(cháng)的響應時(shí)間，限制了其在調峰時(shí)增大輸出功率的速度，而“儲能”可填補這項空白。近年來(lái)，各地相繼出臺了輔助服務(wù)機制，充分調動(dòng)火電廠(chǎng)參與調峰的積極性。
今年7月，國家發(fā)改委安排部署2020年能源迎峰度夏工作時(shí)指出，深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網(wǎng)側、用戶(hù)側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開(kāi)展試點(diǎn)，通過(guò)靈活的市場(chǎng)化機制實(shí)現儲能和調峰的成本回收。
國網(wǎng)內蒙古東部電力有限公司電力科學(xué)研究院研究員高春輝曾公開(kāi)表示，電化學(xué)儲能技術(shù)具有較快的響應速度，優(yōu)化電源結構并增加調峰容量。若能引入儲能系統參與調峰服務(wù)，可減少并優(yōu)化火電機組的頻繁增減出力，從而有效緩解火電廠(chǎng)的調峰壓力，有利于提高新能源消納能力。
儲能深度調峰經(jīng)濟性差
針對江西鼓勵火儲聯(lián)合調峰，國網(wǎng)能源研究院能源戰略與規劃研究所所長(cháng)魯剛認為，江西電化學(xué)儲能參與調峰，并非常規的火儲聯(lián)合調峰，可能是火電完成基本調峰義務(wù)之后，電化學(xué)儲能單獨參與深度調峰部分。“但價(jià)格空間夠不夠，要看能不能覆蓋電化學(xué)儲能這部分的成本。”
電力專(zhuān)家王錚測算，在目前的價(jià)格下，儲能參與深度調峰尚不具備經(jīng)濟性，政策缺乏可操作性。
王錚表示，儲能參與深度調峰能否盈利，取決于調峰時(shí)長(cháng)以及調峰價(jià)格。“以60萬(wàn)千瓦機組配置鋰離子電池儲能系統為例，每次調峰調節能力，儲能日調峰總收益為31.2萬(wàn)元，全年按150天計算，全年總收益為4680萬(wàn)元，項目靜態(tài)投資回收期高達27.69年。”
“投資回收期約30年的配置，恐怕不會(huì )成為火電配置電化學(xué)儲能調峰的市場(chǎng)選擇。如果降低儲能系統配置容量，只配置90MW/4h的電化學(xué)儲能，雖然成本大幅下降，但同樣條件下，靜態(tài)回收期將達40年。另外，如果市場(chǎng)競價(jià)的結果低于最高限價(jià)，以上假設的火儲聯(lián)合調峰的收益將進(jìn)一步降低。”王錚表示。
同時(shí)，電化學(xué)儲能安全性堪憂(yōu)。上述《分析》顯示，一定溫度下，電化學(xué)儲能極易因熱失控造成火災及爆炸事故，隨著(zhù)電池能量密度和功率密度的提高，發(fā)生事故的危險性將增大。
東北地區某火電廠(chǎng)人士告訴記者：“不論是發(fā)電側單獨參與深度調峰，還是儲能作為獨立個(gè)體參與深度調峰，以目前的價(jià)格來(lái)看，發(fā)電側和儲能廠(chǎng)商的積極性都不高。除非是系統對火電機組有強制要求，如前兩年火儲聯(lián)合調頻。單純依靠火電機組無(wú)法達到系統要求，必須新增儲能設施才能達標。而且，當時(shí)儲能沒(méi)有市場(chǎng)主體地位，只能與火電聯(lián)合并網(wǎng)。”
瞄準深度調峰領(lǐng)域
據了解，電源側儲能應用目前主要集中于輔助新能源并網(wǎng)、聯(lián)合常規電源調峰兩大細分市場(chǎng)。近兩年火儲聯(lián)合調頻發(fā)展較快，雖然補償標準有所下降，但目前整體盈利能力較強。市場(chǎng)發(fā)展初期，火儲聯(lián)合調頻補貼為10元/MW，投資回報期為兩年，但當前補償標準已降低50%以上，投資回報期仍只需4-5年。
記者了解到，煤電調峰機組成本高、性能差，儲能電站調頻在技術(shù)上可行，但目前還需要解決并網(wǎng)、結算等多方面問(wèn)題。截至今年7月，我國的火儲聯(lián)合調頻項目已達58個(gè)，火儲調頻已經(jīng)成為儲能應用的重要領(lǐng)域。
相比應用廣泛的火儲聯(lián)合調頻市場(chǎng)，儲能參與調峰的市場(chǎng)空間如何？國網(wǎng)能源研究院能源戰略與規劃研究所主任工程師張富強表示：“在以美國PJM為代表的全電量現貨市場(chǎng)中，實(shí)時(shí)電價(jià)的變化自然引導發(fā)電企業(yè)主動(dòng)參與調峰，也就反映了在基本的能量出清中不需要一個(gè)額外的調峰產(chǎn)品。”
對此，有業(yè)內人士表示，儲能能否打開(kāi)深度調峰市場(chǎng)，還要看自身的成本下降程度和輔助服務(wù)市場(chǎng)機制的健全程度。
來(lái)源：中國能源報
