发展储能产业减少弃风弃光弃水

近日重要与能源相关新闻，一是媒体1月29日报道，南都电源储能商用化快速推进，近来频频得获储能电站订单。南都电源储能商用化快速推进。二是2017年全国光伏发电量1182亿千瓦时，比2016年增长78.6%。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。三是美国媒体预报2018年11个重大影响的科学名词，其中之一是负电价，引人注目。

南都电源储能商用化快速推进，频频得获储能电站订单，共签署七项储能电站项目服务合同。南都电源分别与徐州中联水泥有限公司、江苏禾友化工有限公司、江苏仓环铜业股份有限公司、无锡锡州电磁线有限公司、江苏豪森药业集团有限公司、强强（北京）国际商务酒店有限公司以及国贸物业酒店管理有限公司等7家公司，签署了针对实施电力需求侧管理、削峰填谷、改善电能质量、有效平抑负荷波动，并实现能源有效利用为目的的储能电站项目运营管理服务合同，合计容量为180MWh，预计总投资约2.3亿元。根据合约，南都电源将在合作方指定的场地上，安装储能电站系统，并入合作方的内部电网，在谷值及平值时充电，在峰值放电以获取电价差。南都电源投资建设本储能电站并获得电价差、分享政府相关的补贴以及相应的增值收益；同时，合作方也可获得低于国家电网峰值电价或交易电价的用电、分享政府相关的补贴以及相应的增值收益，以此达到合作共享。

中国的电力供应和需求不对称，特别是在酷暑、严冬的用电高峰期，而储能电站可以平缓企业的用电需求。

南都电源建设储能电站项目，可在谷值或平值，以相应的电价向合作方购电，在峰值时，南都电源向合作方售电。2017年7月，南都电源就与三峡建信（北京）投资基金管理有限公司、杭州梵域投资管理有限公司及三峡清洁能源股权投资基金（天津）合伙企业，共同成立了三峡南都储能投资（天津）合伙企业（有限合伙），主要投资于国内外商用储能电站项目，合伙企业一期募集资金总规模为20亿元。

2017年10月中国正式下发关于促进储能技术与产业发展的指导意见，明确将通过储能应用示范，形成产业规模，加快突破储能成本高等瓶颈问题，促进储能的规模化应用。2018年1月，南方电网监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则（试行）》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。这表明在中国，储能的市场主体地位及其在能源结构转型中的重要性更加凸显，政策的导向性及可操作性也更加明确，将加快促进储能的市场化发展。

2018年1月，南都电源接到国网江苏省电力公司无锡供电公司下发的无锡新加坡工业园智能配网储能电站《并网验收意见书》，标志着该项目得到国家电网正式批准，即日起全容量并网运行。该项目是全球目前规模最大的商业化储能电站，储能电站总功率为20MW，总容量为160MWH。南都电源目前储能电站签约总规模已超过2000MWh，投运规模超过400MWh。根据彭博新能源财经BNEF储能项目数据库资料，2017年全球前三季度电池厂商和储能方案供应商排名，南都电源储能投运规模榜单中，排名全球第三。

从1月30日召开的“光伏行业2017年发展回顾与2018年形势展望”研讨会上传出一组数据：2017年全国光伏发电量1182亿千瓦时，比2016年增长78.6%。

全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。但光伏产业阶段性目标是将弃光率控制在5%以下，实现这一目标还需努力。而在电站规模持续扩大的情况下，2018年弃光限电有可能卷土重来。国家能源局数据显示，弃光主要集中在新疆和甘肃。其中，新疆(不含兵团)弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%，下降9.3个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%，下降9.8个百分点。上述两省份的弃光电量占到全国近64%。国家能源局领导早在2017年3月表示，到2020年，努力把“三北”地区弃风率、弃光率控制在5%以内，其他地区基本做到不弃风、不弃光。“十三五”期间新能源消纳仍面临一系列困难：一是新能源开发规模和布局的不确定性;二是煤电灵活性改造进展缓慢;三是电力市场建设难以一蹴而就;四是燃煤自备电厂建设和运行管理难度大，挤占新能源消纳空间;五是关系电网安全和新能源消纳的一些关键电网工程尚未明确建设方案等。在2018年装机量继续上涨的情况下，弃光现象将会继续。专家认为要解决弃光限电问题，最主要的还是要加快新能源发电对于传统煤电的替代速度，然后加强电网、输电通道的建设，消除省份间壁垒，建立全国范围内的协同消纳市场。

此外2017年中国全年弃水电量515亿千瓦时，弃风电量419亿千瓦时，比上年下降78亿千瓦时，弃风率12%，弃光电量73亿千瓦时，储能产业发展可降低弃水、弃光、弃风电量，促进新能源和可再生能源发展。

美国石英财经网站预报2018年11个重大影响的科学名词，其中有一个是负电价，引人注目。“大多数电网都只能承载一定的电量，过多的电量会导致其出现故障。前不久，从加利福尼亚到德国的电网运营者都曾多次被迫补贴消费者来让他们使用多余的电力。这就是所谓的负电价。”其实负电价（negativeprice）早在2007年即在德国出现，随后法国、比利时、英国、荷兰、奥地利和瑞士在内的欧洲多个国家都曾出现过负电价，而以德国最为常见。

负电价出现是当电力市场中可再生能源发电大幅提高后，电力市场供大于求，市场结算价为负值。负电价意味着发电企业每发出一度电，就要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。与传统燃料相比，可再生能源的优势除了环保，还有一个重要的因素——成本接近零。传统的化石能源发电边际成本主要是燃料成本，可再生能源发电的燃料成本却为零，其边际成本也接近零，因此在完全市场竞价的机制下是最优先上网的电源。可再生能源参与市场竞价后，大幅拉低市场批发电价。当电力市场中没有可再生能源时，首先竞价成功的是核电、其次是煤电、气电（但美国例外，气电成本比煤电还低约40%）。

负电价出现使得常规电源遭受严重经济损失。常规电源中，除了燃气机组可以灵活启停外，煤电、核电等都不适于频繁启停或快速上下调节出力，不仅技术上难以实现，而且成本代价也非常高。当在某个时段可再生能源出力非常之大，足以满足甚至超过用电负荷，导致电力批发市场电价为零或负电价时，系统中的煤电等常规电源为了避免启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。所谓“两害相权取其轻”，只要负电价代价比启停代价低，常规电源别无选择。在德国电力市场负电价时段，褐煤电站出力至少在额定功率的42%，核电出力至少在额定功率的49%，只有燃气电站可以降出力至额定功率的10%。这就是电源、电网中灵活性欠缺必须付出的代价。负电价的出现，实质上是表明发电侧不灵活电源太多（太多的核电和燃煤电站），灵活电源太少（例如燃气联合循环机组或燃气轮机发电机组），以及电网互联水平不足以实现对更大覆盖范围的灵活电源的充分有效利用。

负电价本质上是鼓励用户改变用电模式的一种经济激励手段，激励用户抓住“用电赚钱”而不是“用电付费”的机会，这才是还原电力商品属性的应有之意。这对于能源密集型工业企业来说意义更加重大。

而负电价还对储能产业有极大的激励作用，这是在峰谷电价之外更具备激励的奖赏。

2017年欧洲电力交易所（EPEXSpot）的现货电价多次跌到0元以下，德国已经出现过100多次负电价。EPEXSpot的数据显示，在周日大工业用户以及其它主要电力用户有时用电可以获得“报酬”每兆瓦时可收入50欧元以上（约合60美元）。10月最后一个周末有31个小时电价维持在0元以下。在某一时刻，批发电价跌至-83欧元（-98美元）/兆瓦时。

在商人满眼是机遇的欧美，发电商正在学习如何适应负电价赚钱。RWE是德国最大的电力设备运营商之一，它雇佣了一个天气预报员来预测风力的变化，以将风力的峰值与公司预测的电力需求峰值相匹配。尽管负电价给该公司带来了些麻烦，但是也提高了那些包括大型储能系统在内的更灵活的电力装置的价值。比如，在奥地利，RWE在负电价时用抽水机将大量的水抽到山上的一个湖里，当电价高的时候再释放这些水，用水轮机来发电。

部分专家认为，近年来随着可再生能源快速发展，如果没有负电价，包括可再生能源在内的各类电源都会出于经济利益尽量发电，从而加剧电力市场供大于求的状况，不允许负电价的弊端越来越显现。在中国大力推进储能产业发展以减少弃风弃光弃水、以更快更好发展可再生能源为目标，并进而推进能源革命的大战略下，是否也应当考虑适时推出负电价？