储能下一程

图片来源:网络

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储能从业者常常将2017年视作储能发展开启的标志之年。这一年,首个系统性储能产业发展政策《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台,明确了储能在我国能源产业中的战略定位。如今,5年过去了,储能技术不断优化,成本大幅下降,标准体系初步构建,项目建设取得较大进展,在起起落落之中,储能跑完了“研发示范向商业化初期过渡”的阶段。

目前,我国储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,储能的下一程能否跑得顺利,经济性是其中的重要因素之一。近日,国家发改委价格成本调查中心发布题为《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章指出,“综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素,研究提出与各类储能技术相适应,且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制。”在“双碳”目标的推动下,我们有理由相信储能的未来,但面对成本较高且社会经济承受能力有限、市场机制不完善、价格机制不明朗、公共服务价值无法充分体现、技术成熟度和实用性有待提高等现实问题,当下的储能要在市场寻求突围,所面对的挑战是巨大的。

外热内冷的产业之忧

在2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会暨《2022储能产业研究白皮书》发布会上,中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬表示,2021年下半年至今,国家及地方政府密集出台了300多项与储能相关的政策,加快完善相关政策机制,加大对储能的支持力度,鼓励储能投资建设。

2021年储能规模增长的数据或可反映政策引导的效果:《白皮书》数据显示,2021年我国规划、在建新型储能项目规模23.8吉瓦/47.8吉瓦时,新型储能新增规模首次突破2吉瓦,达到2.4吉瓦/4.9吉瓦时,同比增长54%。同时,《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《实施方案》)为新型储能的发展提出了具体目标:到2025年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件;到2030年,新型储能全面市场化发展。

但在产业高速增长的背后,《白皮书》也指出,已投建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式,很多中小企业仍然举步维艰。

理论上,储能的应用场景广泛,在发电侧、电网侧和用户侧均可体现不同的价值:在发电侧可增发上网电量,减少弃风弃光,参与辅助服务;在电网侧,可提供调峰调频等服务,缓解电网阻塞、延缓设备升级;在用户侧可自发自用、参与峰谷电价套利,提升用电可靠性。但在实际应用中,受限于用户侧总体的电价承受能力,无论在发电、电网、用电侧,均没有稳定的商业模式。

在发电侧,依靠减少弃风弃光获得收益有限,且弃风弃光不一定长期存在,辅助服务市场产品单一,火储联合调频竞争激烈,价格变动风险大;在电网侧,除抽水蓄能之外,项目投资收益渠道尚不明确,成本定价和参与电力市场的双重回收机制尚未建立;在用户侧,受制于用户自身经营情况和负荷水平,盈利模式过于依赖峰谷价差套利。

在地方强制要求新能源场站配置储能的情况下,近年来,国内储能市场的增长主要由发电侧来驱动。但在“用起来很贵”、算不过账的情况下,配置储能常常沦为新能源场站取得并网指标的工具,“配而不用”的情况比比皆是。储能设施白白投入,电站开发的利润空间被压缩,整个系统成本升高却难见效益。

收益难保障,项目经济性低迷,是储能发展至今迈不过的一道坎。长期来看,储能商业模式无法有效建立,产业高速增长之下难以确保发展质量,将造成下游企业盲目追求低成本,破坏市场良性竞争,进一步加剧储能企业的生存和盈利的难度。

独立储能商业模式初探

较之行政要求下的“指标性”上马,建立更加灵活和开放的市场机制,对于储能的发展更有引导效果。在过去的一年里,电力市场和价格改革加速推进,给储能市场打开了更大的想象空间。最近,山东、甘肃、山西等新能源装机规模大、电力现货市场推进较快的地区已开启探索独立储能盈利机制之路。

山东省首批储能示范项目已全部并网发电,在电网削峰填谷中发挥越来越重要的作用,通过庆云独立储能示范项目的建设,中国三峡新能源集团股份有限公司山东分公司副总经理汝会通对电化学储能电站的建设运营产生了更加深刻的理解:“山东是经济大省,也是新能源大省,分布式光伏装机全国第一、光伏总装机全国第三、风电装机全国第六,省内用电负荷与新能源出力典型曲线难以匹配,对储能的需求十分迫切。”

今年年初,山东能监办、山东发改委、山东能源局印发《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》(鲁监能市场函〔2022〕8号),新增独立储能设施参与市场要求。在现货市场运行的背景下,山东鼓励独立储能电站通过“电能量市场+辅助服务市场+租赁市场”等多种模式,同时参与中长期交易、现货、调峰、备用等多个电力市场,全面释放储能价值。

山东电力现货市场规则规定独立储能设施作为发电侧市场主体在满足电网接入技术规范的情况下,可以自主参与调频辅助服务市场或以自调度模式参与电能量市场。“山东现货价格最低的时候已经出现负电价,价格最高的时候能达到1.1~1.2元/千瓦时。在现货市场中,储能电站利用峰谷价差调整充放电曲线可以获得较为可观的收益。”国网山东省电力公司莱芜供电公司营销部主任朱从民表示。

根据山东省电力现货市场交易规则,山东独立储能有三方面的收益来源:其一是在现货市场中参与电能量市场,通过充放电差价套利,储能电站充电电量目前暂按照单一制电价结算。

对于独立储能电站给与自主调度机制,可以使其按照自身的市场策略来选择充放电时机。自主调度的机制可以使充放电的套利更具有确定性。

其二是容量电费。近日,山东省出台《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》(鲁发改价格〔2022〕247号),成为全国首个将独立储能电站列入补偿机组范围的省份。这一政策的出台对储能而言被认为是解决成本疏导、分摊机制的“及时雨”。

也有不同声音认为,目前投产的储能项目放电时长和可靠性仍然无法和抽水蓄能、火电等传统电源一样,使用火电的容量电费机制有一定争议。

其三是租赁业务。对于规模较小的新能源电站而言,自建储能成本太高,且储能电站各处分散不利于管理。因此,一些新能源场站可通过租赁的方式获得相应的调峰能力。但目前租赁的供给较少,尚未搭建起统一的租赁平台。

在诸多政策机制利好的情况下,山东储能市场迎来新一轮投资热潮。“但目前山东独立储能电站还处于示范阶段,并未到真正的商业爆发期,在初步建立商业模式的基础上,后续效果仍需要在试运行中持续观察。”朱从民说。

储能下一程怎么走?

去年5月,国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确了抽水蓄能发展“坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制,以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收。”这一价格政策为此前发展低迷的抽水蓄能注入了强心剂:国家电网“十四五”拟投资超1000亿元、新增开工2000万千瓦以上抽水蓄能电站;南方电网宣布,未来十年,将建成投产2100万千瓦抽水蓄能。储能从业人士呼吁,新型储能应参照抽蓄建立适用新型储能特点的容量电价政策,形成稳定合理的收益空间。

但也有观点认为,一方面,电化学储能能否提供可靠的容量支撑存在争议,另一方面如何合理确定新型储能容量电价水平也是一个复杂的问题。“市场是公平、开放、竞争性的,较之电化学储能,抽水蓄能容量大,效率高,价格便宜,还具备提供转动惯量、爬坡卸负荷等多种功能;在调峰方面,火电机组具有强替代性,电化学储能在市场中并不占优势,当系统需要容量时,电化学储能能拿得出来多少?”某业内人士提出质疑。

一些业内人士认为,以新型储能当前的技术成熟度、经济适用性、安全可靠性而言,尚未到给与其容量电价机制的时候。“一方面,电力系统当前的调节能力仍有挖潜空间,尤其是规模庞大的存量火电需要充分挖掘其调节能力,对于新型储能的需求并没有那么迫切;另一方面,无论是抽水蓄能还是电化学储能,给与容量电价最终都将推高用电成本。当前用电成本已经上涨,在经济下行压力加大的形势下,尤其需要考虑到产业发展乃至全社会的承受能力。如果未来新能源装机占比进一步提升,系统调节矛盾进一步加剧,用户愿意为用电清洁化承担更高的电价,或许新型储能才会成为刚需。”某业内人士表示。

从储能自身的发展角度来讲,减少投资成本、确保安全性仍是重中之重的工作。储能成本何时突破经济性拐点,对于这一问题,业内长久以来乐此不疲地给与了各种预测。最近,技术最为成熟、成本相对最低、应用最为广泛的锂电池原材料价格暴涨,导致了下游成本大幅上升,在短期内对储能成本降低形成了阻碍。

在近一年内,锂电池原材料价格暴涨200%,预计今年以碳酸锂为原材料的电池市场还将继续大规模增长,但原料供给不足,成本或将持续走高,储能投资压力倍增。

一个更为长远的问题在于,由于全球具备经济开采价值的锂元素资源有限,相对于新型电力系统的海量需求,资源储量限制了锂电池的进一步发展,因此,布局多种技术路线尤为重要。当前,储能技术种类繁多,特点各异,国家能源局明确鼓励开展多种储能示范应用,在及时掌握各类储能技术发展进程及成本效益情况下,对相同应用场景不同类别储能技术的经济性进行比较研究,科学客观合理分析各类储能技术成本结构、影响因素及变化趋势。

《实施方案》的四大基本原则指出安全始终是储能发展的生命底线。储能系统集成设计涉及专业多,设计复杂,如直流侧安全保护,系统级安全设计,设备间的匹配和联动,电芯级的均温设计,均要求专业的厂家干专业的事。但在储能产业发展初期,一些缺乏核心技术的企业受政策吸引进入行业,行业发展不规范,安全事故时有发生。在激增的市场需求和复杂的应用场景面前,全球储能安全事故频发,国内近一年也接连发生安全事故。

“大型的独立储能电站仍是新鲜事物,许多设计功能还有待工程验证。在实践中,人们更多地关注电池的安全性能,而对系统的优化投入甚少。储能电站是一个复杂的体系,PCS、BMS、EMS等系统具有强耦合关系,不是小系统的简单堆积、拼凑就可以实现安全运行的。不断提高系统安全和综合收益,将是所有储能从业者必须要面对的问题。”汝会通表示。

(责任编辑:奚霞)

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