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新能源与储能协调发展调研
来源: | 作者:小希 | 发布时间: 799天前 | 1968 次浏览 | 分享到:

核心观点:“十三五”以来,大规模新能源开发及并网消纳对电力系统的灵活调节能力提出了较高要求,同时推动了储能产业快速发展。针对新能源补贴拖欠、消纳压力大,系统灵活性不足,储能成本较高、商业模式缺乏,新能源配置储能利用率不高、配置储能必要性及配置比例亟需科学论证等新能源发展、储能发展以及两者协调发展过程中存在的问题,2021年,中电联组织相关单位开展了新能源与储能协调发展专题调研。调研报告在跟踪新能源和储能技术发展的基础上,结合调研情况,深入分析了新能源和储能在发展过程中存在的主要问题,并提出了快速有序发展新能源、加快提升系统灵活性调节能力、科学合理配置新型储能设施、发挥市场配置资源作用、加大技术创新力度等促进新能源与储能协调发展的建议。


  一、基本情况


  (一)政策不断完善。近年来,我国高度重视新能源和储能发展,先后出台一系列政策措施,大力推进二者快速发展。在新能源方面,国家发展改革委、国家能源局等政府主管部门围绕可再生能源电力消纳责任权重引导机制、并网消纳、平价上网、金融支持、绿色电力交易、调峰能力建设等方面,出台了多项针对性措施以保障新能源的高质量发展。在储能方面,出台了涉及产业规划、项目管理、电价、配置要求等方面的多项关键性政策,推动储能快速发展。如《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了新型储能产业的发展目标、重点任务及产业布局等;《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》有效解决了抽水蓄能成本疏导问题,有利于发挥价格信号作用等。


  (二)技术水平持续提升。陆上风电、海上风电最大单机容量不断提高,风轮直径不断增长,关键核心技术不断突破;光伏发电在效率、产能、技术水平等方面继续保持国际领先地位。抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、锂电池储能、蓄热储能等储能技术水平均有不同程度的提高,各类储能技术已步入百花齐放、百家争鸣阶段。


  (三)装机快速增加,消纳水平持续提升。截至2020年底,全国并网风电累计装机容量2.82亿千瓦(陆上2.73亿千瓦、海上900万千瓦),占全国电力装机的12.8%,同比提高了2.4个百分点;全国并网太阳能发电累计装机容量2.54亿千瓦(集中式1.75亿千瓦、分布式7831万千瓦),占全国电力装机的11.5%,同比提高了1.3个百分点。2020年,全国风电发电量4665亿千瓦时、同比增长15.1%,平均弃风率3.5%、同比下降0.5个百分点;全国光伏发电量约2605亿千瓦时,同比增长16.1%,平均弃光率2.0%,与2019年持平。截至2020年底,全国储能累计装机规模约3505万千瓦,同比增长8.4%;其中,抽水蓄能3149万千瓦、电化学储能约327万千瓦,分别较去年增长了120万千瓦、168万千瓦,电化学储能同比增幅超过1倍。


  二、存在的问题


  (一)新能源发展存在的问题。主要有:大力发展新能源的背景下,消纳难度大幅增加;新能源补贴拖欠严重,截至2020年底新能源补贴拖欠近3000亿元;海上风电短期内难以全面平价,如地方不接力补贴,将造成海上风电新增规模急剧下降;新能源原材料的供应紧张(如硅料)影响了新能源行业的发展速度;电力系统消纳新能源电力的成本将不断增加,新能源消纳的系统成本疏导机制亟需建立。


  (二)储能自身发展存在的问题。主要有:以电化学为主的新型储能其安全性、经济性仍是制约其快速发展的主要瓶颈,相关技术标准、安全运行管理规范等亟需完善;新型储能商业模式较为单一,现有电力市场无法体现储能综合价值,成本缺乏疏导渠道机制。


  (三)新能源配置储能存在的问题。主要有:新能源配置的储能一般是“一充一放”运行,利用率不高,部分区域配置的电化学储能基本未调用;新能源配置储能必要性及其比例亟需科学论证,未与各地资源特性、消纳形势、电力系统需求充分协调;分散配置方式难以充分发挥储能作用,导致储能利用率低、经济性差。


  三、相关建议


  第一,快速有序发展新能源。建议加快发展新能源力度,大力提升新能源发电规模。在做好新能源开发、送出、消纳等前提下,加强新能源产业链的供需监测,实现产业上下游的协同发展。多措并举解决新能源欠补问题,适当提高可再生能源电价附加征收水平,落实金融支持有关细则。鼓励地方政府给予海上风电、光热发电一定期限的补贴,保障产业的高质量发展。


  第二,加快提升系统灵活性调节能力。建议在电网侧,提升电网灵活调节能力,加大跨省跨区输送通道建设,不断提升现有通道利用率;优化配电网建设与微电网发展,促进新能源就地就近消纳;优化电网调度运行,完善省间互济和旋转备用共享运行机制。在电源侧,积极建设灵活调节电源,加快煤电灵活性深度改造,积极推进调峰气电建设,推进水电扩容,鼓励建设太阳能热发电。在负荷侧,挖掘用户负荷调节深度,实现需求侧响应资源、储能与电网友好互动,创新新型用电方式与供需协同发展机制。


  第三,科学合理配置新型储能设施。建议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,因地制宜、因场制宜、因时制宜,根据风能或太阳能新能源发电形式,统筹规划配置储能的比例和规模。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,由电网进行统一调度、共享使用,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。鉴于电网侧配置储能具有优化电力系统运行,提高储能设施利用率等方面的优点,建议建立电网侧储能电站容量电价机制,逐步增大电网侧配置新型储能的比例。


  第四,发挥市场配置资源作用。建议发挥现货市场作用,进一步完善优化新能源、储能参与电力市场的配套机制,做好新能源优先发电保障和市场化交易的衔接。加快调峰调频辅助服务市场和容量市场建设,将备用、爬坡响应、系统惯量等逐步纳入辅助服务范畴,探索建立容量市场。建立合理的系统成本和辅助服务费用分摊机制。落实储能参与电力市场主体身份,推动储能作为独立市场主体或作为虚拟电厂聚合资源参与电力中长期、现货市场交易。做好新能源参与电力市场、绿色电力交易、可再生能源配额以及碳市场的有效衔接。


  第五,加大技术创新力度。在建议深化各类新能源品种自身技术提升的基础上,不断提高效率、提升质量、降低成本,全面提高新能源短、中、长周期功率预测精度,提升新能源对电网有功、无功、惯量的全方位支撑能力。不断提高储能的安全性、经济性、可靠性和寿命,实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期,加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范,探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。


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