新型储能为电力保供“添底气”

　　在迎峰度冬、迎峰度夏、城市用电高峰期，多地新型储能已接受市场考验，从电力保供的新生力量成为重要保障。

　　国庆长假过后，各地陆续进入冬季用电高峰。数据显示，截至9月底，全国累计发电装机容量约31.6亿千瓦。国家发改委方面表示，在“水风光”等可再生能源发电装机已超过一半、电力供应不确定性增加的情况下，通过加强智能化调度和提升跨省跨区互济水平，能够实现电力稳定可靠供应。

　　与往年不同，今年多地提前部署，推动新型储能项目集中上线，充分调动顶峰调节的积极性。在迎峰度冬、迎峰度夏、城市用电高峰期，多地新型储能已接受市场考验，从电力保供的新生力量成为重要保障。

　　保供压力仍在 新型储能顶峰作用凸显

　　随着新能源装机占比快速提升，新能源消纳和电网运行管控挑战随之增加。

　　山东是我国新能源发展大省，“风光”装机全国第二，光伏装机全国首位。截至今年6月，山东新能源装机达1.007亿千瓦，发电量占比45.6%，但灵活性调节电源占比仅为4%，低于全国6%的平均水平。

　　“山东电网调峰主要依靠直调公用火电机组(6070万千瓦，其中供热机组占比74%)和抽水蓄能机组(400万千瓦)。在供暖季，直调公用机组最小供热方式涉及供热容量达3700万千瓦，非供热机组日均开机容量700万千瓦，现有机组运行调整能力已发挥极致，火电机组日内启停机等非调峰手段已广泛应用，给机组带来安全隐患。山东电网常年400万火电机组旋转备用，而储能高速响应能力可代替这部分火电。”在近日举行的2024年储能技术应用线上探讨会上，国网山东省电力公司电力科学研究院新能源与储能专工王楠表示，保供压力最大的时候为“风光”零出力的冬季晚高峰，山东电网完全不提供支撑、不考虑新能源出力的严苛条件下，用电高峰对储能的需求大约在282万—298万千瓦。

　　作为经济大省，江苏今年夏季保供任务艰巨，用电负荷7次创新高，最高为1.47亿千瓦，比历史最高值还高出1500万千瓦。此外，江苏省内从去年底到今年迎峰保供期间，几乎没有投产常规支撑性电源，保供困扰凸显。

　　贵州同样有待提升电力保供能力。据贵州电网调度中心水调与新能源部总经理贺先强介绍，截至今年9月底，贵州电网统调装机容量6836.9万千瓦，其中新能源装机2153.8万千瓦，占比31.5%。2024年春节期间，贵州新能源最大电力渗透率达63%。根据贵州“十四五”电力发展规划，到2025年，全省电源装机达10940万千瓦，其中新能源装机达4000万千瓦，占比提升至37.3%。2030年，全省电源装机达14310万千瓦，新能源装机占比41.9%，电力系统调节能力亟需提升。

　　作为“超级充电宝”，新型储能具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压等多种功能，是构建新型电力系统的重要支撑技术，其重要性已取得广泛共识。

　　加大力度布局 装机规模快速上量

　　基于上述情况，大规模建设新型储能电站，成为多地的共同行动。

　　“电网侧储能可统一调度，在电力保供关键时刻发挥顶峰作用。”国网浙江省电力调度控制中心水电及新能源处处长陈文进介绍，2023年8月，浙江省能源局印发《关于下达2024年迎峰度夏前新增新型储能装机目标任务的通知》，计划全省在2023年7月至2024年6月底前新增新型储能装机200万千瓦以上。“截至6月，浙江电网侧储能电站已并网26座，总容量达182.8万千瓦/365.6万千瓦时。从2023年上半年的17.8万千瓦增长到2024年的182.8万千瓦，同比增长超1000%。”

　　无独有偶。2023年7月，贵州优选15个装机共195万千瓦/390万千瓦的独立储能项目作为示范项目，并明确于2023年11月30日前按期并网的独立示范储能项目，从补贴、电价、调用、租赁等方面给予政策支持，推动储能项目加快建设。

　　贺先强介绍，自今年1月以来，贵州储能电站完成充放电调度3650次，累计充电电量10.2亿千瓦时，累计放电电量8.6亿千瓦时。迎峰度冬期间，储能电站高峰时段共放电2.25亿千瓦时，最大放电电力161万千瓦，有效缓解了高峰时段供应紧张形势。

　　同样在2023年底，江苏省发改委发文要求各区市发改委筛选一批自愿承诺在2024年7月15日前建成并网的电网侧储能项目，计入2024年全省电力平衡方案，作为电力保供的重点任务，共41个储能项目(后调整为40个)入选，合计约400万千瓦。

　　近年来，山东高度重视新型储能发展，大力实施“百万千瓦”行动计划，推动电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等多元发展。截至今年6月，山东新型储能装机521.6万千瓦，规模居全国第一。

　　优化调度方式 开拓盈利模式新路径

　　如何让新型储能充分发挥顶峰作用?关键在机制和调度。

　　陈文进介绍，浙江省调编制印发《新型储能电站调度运行管理规范(试行)》，厘清储能调用与调度管辖的关系，明确租赁储能接受电网统一调度。7月29日—8月31日迎峰度夏期间，电网侧储能项目充电价格全时段按照相应电压等级一般工商业及其他用电的代理购电用户低谷时段价格执行，放电价格按燃煤基准价执行。为响应政策安排储能电站“三充三放”，实现储能对早峰、午峰和晚峰的顶峰能力，对电力平衡起到很好的支撑作用。储能电站日平均利用小时数由6.75小时提升至8.52小时。

　　新型储能参与保供顶峰，既保障了电网稳定运作，也拓宽了自身盈利途径。江苏通过系列政策构建了一个固定电价交易市场，在迎峰度夏、迎峰度冬期间，储能充电免费，放电按省内燃煤基准电价(0.391元/kWh)，还每度电补贴0.5元，极大鼓励储能参与调度的积极性。

　　内蒙古电力调度控制分公司调度一部主值调度员张也指出，今年7月1日起，全网新型储能调用开始进入直接调用阶段。储能直接调用价格明显高于其他电源，调用收益显著增加，受政策影响，新能源配建储能参与系统调节积极性得到显著提升。今年七八月，进入迎峰度夏保电期，电力供需形势趋紧，出现连续多日新能源小发情况，新能源配储的调用频次、顶峰出力及放电时长均有明显增长。配储直接调用充分发挥了电力保供、应急响应两个方面作用。

　　为进一步调动新型储能的积极性。陈文进建议，制定统一标准，针对不同类型、不同应用场景的储能电站，制定统一的并网性能测试标准和评估细则，明确测试项目、测试方法、判定标准，实现对储能电站并网性能的全过程监管。同时，接受电网调度指令的所有储能(电网侧储能、新能源自建配建储能以及用户侧储能)在节假日或迎峰度夏、迎峰度冬等特殊时段充电价格以低谷电价计算，即充电价格全时段按相应电压等级一般工商业及其他用电的代理购电用户低谷时段价格执行(充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加)，顶峰放电考虑一定补偿。

　　文丨中国能源报记者 卢奇秀