中國儲能網(wǎng)訊：“儲能是新型電力系統(tǒng)中重要的組成部分。新型電力系統(tǒng)由源網(wǎng)荷儲組成，儲能占其1/4，但相較源、網(wǎng)、荷三部分，儲能發(fā)展時間最短，同時也是在建設新型電力系統(tǒng)過程中最為重要的組成部分，未來將發(fā)揮越來越重要的作用?！眹W(wǎng)浙江省電力公司經(jīng)濟技術研究院副院長孫可在8月31日杭州召開的浙江省新型儲能技術交流暨產(chǎn)業(yè)對接會上表示。
浙江作為我國經(jīng)濟發(fā)展最為活躍的省份之一，其電力需求一直保持較快增長，其可再生能源裝機已占1/3強，又為典型的受端電網(wǎng)。諸多內(nèi)外部因素的施加讓浙江電網(wǎng)對構建新型電力系統(tǒng)發(fā)展新型儲能的需求愈發(fā)迫切。
受端電網(wǎng)的必然選擇
據(jù)相關數(shù)據(jù)顯示，2021年我國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破10吉瓦，達到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8吉瓦，同比增長437%；新型儲能新增規(guī)模2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%。
浙江省截至2021年底累計建有電化學儲能電站31個，總裝機規(guī)模約7.6萬千瓦，主要為電網(wǎng)側儲能。
最新數(shù)據(jù)顯示，截至2022年7月，浙江省在推進的新型儲能項目共計39個，總裝機容量約303萬千瓦（另含氫電耦合項目200標方）。其中，預計有11個項目于2022年投產(chǎn)，投產(chǎn)規(guī)模約34.5萬千瓦；2023年預計將再有22個新建或擴建項目投產(chǎn)，裝機容量約114.8萬千瓦。
浙江有來自于供給側和消費側兩大方面的特性需要發(fā)展新型儲能。
首先從供給側來看，2021年浙江省可再生能源裝機規(guī)模已達到3776.3萬千瓦，占省內(nèi)裝機比重達34.8%。由于新能源出力的隨機性和波動性，對電力系統(tǒng)造成不穩(wěn)定風險，儲能是應對這一風險的重要技術手段。
孫可強調(diào)：“特別是光伏的大量投產(chǎn)對電力曲線帶來根本性的變化。電網(wǎng)凈負荷由傳統(tǒng)‘雙峰’曲線逐漸向‘鴨子型’曲線轉變，全省晚高峰增長趨勢明顯，調(diào)峰困難時段將轉移至春秋季等負荷較低季節(jié)的低谷風電大發(fā)及午間腰荷風光大發(fā)時段?！?
其次從消費側來看，浙江電網(wǎng)2021年最高用電負荷突破1億千瓦，今年負荷有望再創(chuàng)新高。特別是今年的連續(xù)高溫對負荷增長將帶來較大的影響。
另據(jù)了解，“十四五”期間，浙江省還將新增白鶴灘直流、入浙第四回直流，在杭州、紹興、金華等大容量特高壓直流饋入點附近配置一定規(guī)模新型儲能。
孫可表示：“浙江是典型的受端電網(wǎng)，外電占比超三分之一，儲能可提升對外來電的調(diào)節(jié)能力，提升電網(wǎng)對特高壓交直流嚴重故障的主動防御能力。浙江臺風多發(fā)，需要強化電網(wǎng)安全運行和快速恢復能力。因此無論從提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力，還是從助力系統(tǒng)安全保供考慮，發(fā)展新型儲能都是必要選擇?！?
合理拉大峰谷價差
用戶側是儲能應用的重要場景，用戶側峰谷價差需求取決于各地峰谷負荷錯峰幅度。
據(jù)國家電網(wǎng)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2019年日間功率波動超過10吉瓦的地區(qū)包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，全國33個省市合計超過180吉瓦。
南都電源儲能研究院院長譚建國表示：“由此估算，假設電化學儲能配套其中40%的錯峰需求，備電時長2小時，則對應72吉瓦時的需求空間。假設電化學儲能配套80%的錯峰需求，備電時長4小時，則對應288吉瓦時的錯峰需求。可見用戶側配置儲能未來增長空間巨大，工商業(yè)儲能市場將是萬億藍海。”
自2021年10月15日，浙江省發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善浙江省分時電價政策有關事項的通知》，調(diào)整延長了用電尖峰時段，拉大了峰谷分時電價的價差。
浙江也隨之成為全國峰谷差最大的省份之一。
據(jù)了解，2021年浙江峰谷差已超過3450萬千瓦，是全國峰谷差最大的省份之一，“十四五”及以后，負荷峰谷差將進一步拉大。
強化價格引導，優(yōu)化支持用戶側儲能發(fā)展模式，進一步拉大峰谷價差，成為“十四五”浙江發(fā)展新型儲能的重要任務。
2022年6月以現(xiàn)行電網(wǎng)公司代理購電政策計算（1~10千伏大工業(yè)用電），峰谷價差0.7248元/千瓦時，尖谷價差0.935元/千瓦時。
“從原來的峰谷價差，到增了尖峰用電之后，價差空間在進一步擴大，對于儲能發(fā)展而言是重大利好。峰谷價差已超過磷酸鐵鋰儲能設施全生命周期度電成本0.55~0.6元/千瓦時。”
作為致力于電化學儲能30年的儲能老兵，南都電源就工商業(yè)儲能當前存在的問題對41家企業(yè)進行調(diào)研。擔心投資周期內(nèi)峰谷電價差政策的可持續(xù)性在工商業(yè)企業(yè)中普遍存在。
為滿足不同工商業(yè)主對儲能項目的投資需求，南都電源目前開辟出自持代維高收益模式、融資購持收益模式、合同能源管理收益模式。(趙汀)
