新型儲能商業(yè)化運行模式分析與發(fā)展建議

劉大正 崔詠梅 趙 飛

(1.國家能源集團技術經(jīng)濟研究院,北京市 昌平區(qū) 102211;2.哈爾濱工業(yè)大學(威海)新能源學院,山東省 威海市 264209;3.中國電力科學研究院有限公司,北京市 海淀區(qū) 100192)

0 引言

為應對全球范圍內的能源匱乏、環(huán)境和氣候惡化等嚴峻問題,中國積極推進國家能源結構轉型升級、低碳化發(fā)展,同時也是全球能源治理的重要參與者。習近平總書記在聯(lián)合國大會上正式提出“碳達峰”“碳中和”后,在中央財經(jīng)委第九次會議上進一步對國家電力改造轉型做出重要部署:構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新型儲能是適應風光等新能源大規(guī)模接入與構建現(xiàn)代能源體系的關鍵支撐技術,對能源結構轉型優(yōu)化和國家能源安全、電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行都具有重要意義和作用。作為新能源發(fā)展關鍵的環(huán)節(jié),新型儲能在服務“雙碳”目標中的戰(zhàn)略地位不可替代[1-2]。

縱觀全球儲能發(fā)展戰(zhàn)略,美國、歐盟、日本等地區(qū)和國家均積極部署儲能發(fā)展。美國能源部在2020年12月發(fā)布了《儲能大挑戰(zhàn)路線圖》,力求通過加快研發(fā)新型儲能并促進其商業(yè)化應用,創(chuàng)造并保持在全球儲能領域的領先地位;英國在2020年7月取消了儲能部署的容量限制要求以促進儲能領域的建設投資;德國在2020年12月通過了《可再生能源法案》修訂案,為儲能發(fā)展提供了遠期指引。同時,日本政府在2016年就曾對儲能產(chǎn)業(yè)的未來發(fā)展進行了詳細的長期規(guī)劃,《能源環(huán)境技術創(chuàng)新戰(zhàn)略2050》將目光放在充放電快速、安全、低成本的先進電池技術上。在“雙碳”目標的推動下,2021年7月,國家發(fā)改委和能源局出臺了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》,提出到2025年,新型儲能將從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變,裝機規(guī)模將達到30 GW 以上的目標;2022年1月,發(fā)改委和能源局又發(fā)布了《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》,進一步明確了未來5～10年我國新型儲能發(fā)展的戰(zhàn)略思路與模式路徑[3-5]。

與發(fā)達國家相比,我國的儲能產(chǎn)業(yè)還處于發(fā)展起步期,在新型儲能領域的發(fā)展更是如此,儲能領域的政策、立法、技術、市場、標準、監(jiān)管等產(chǎn)業(yè)基本要素尚不成熟。國內市場方面,我國近年來儲能裝機規(guī)模、投融資規(guī)模擴充迅速,產(chǎn)業(yè)鏈在全球處于領先地位?！笆奈濉睍r期,我國新型儲能市場將跨入規(guī)?；l(fā)展階段,占據(jù)全球儲能市場的主要地位,需要依靠技術水平、市場機制、產(chǎn)業(yè)政策不斷創(chuàng)新、發(fā)展、完善以期對儲能行業(yè)給予強力支撐。雖然我國目前已經(jīng)是全球最大的儲能市場之一,但儲能規(guī)?；l(fā)展仍面臨著成本競爭力較弱、系統(tǒng)利用率較低、項目收益性差、需求側響應積極性欠缺和監(jiān)管機制不完善等挑戰(zhàn)。我國新型儲能的規(guī)?；?、商業(yè)化應用,需要在成本回收模式、市場交易機制、政策驅動機制等方面協(xié)同推進,出臺專門的政策予以引導和扶持刻不容緩[6]。

1 新型儲能功能和應用場景概述

1.1 新型儲能功能概述

新型儲能的主要功能包括備用電源、削峰、功率調度和跟蹤以及抑制閃動等,其功能和作用分類及不同類型儲能技術的特點和功能分別如表1和圖1所示。一般的,根據(jù)電能維度可將儲能作用分為電量、容量和功率三類。其中,電量作用是指具有一定規(guī)模的儲能按照系統(tǒng)負荷的需求放電;容量作用則利用時空轉移特性延緩電網(wǎng)和電源側擴容投資;功率作用主要是在較短時間內完成較大功率輸出,以實現(xiàn)調頻的目的。從時間維度上看,削峰要求儲能持續(xù)數(shù)小時工作,功率調度需要小時級時長,功率跟蹤在分鐘級范圍,抑制閃動時長超短,一般在秒級。

表1 新型儲能的功能和作用分類Table 1 _Function and role classification of new energy storage

圖1 不同類型的儲能技術特點及其功能Fig.1 Different types of energy storage technology features and their functions

儲能的主要效益包括3類:經(jīng)濟效益、電網(wǎng)運行效益和社會效益。其經(jīng)濟效益主要是為電源側、電網(wǎng)側和用戶側的主體減少損失、降低成本和增加收入等方面的效益;運行效益主要包括對電力系統(tǒng)安全性、可靠性帶來的提升;社會效益主要包括資源與環(huán)境等外部效益。經(jīng)濟效益可用貨幣等價衡量,而運行效益和社會效益則很難用貨幣來量化,一般用成本核算及等效替代等手段衡量。未來碳交易市場成熟后,則可通過其參與碳交易市場獲取的經(jīng)濟收益進行衡量[7]。

1.2 新型儲能應用場景概述

儲能因其具有靈活的能量時移特性,能夠提升新能源的消納水平,降低可再生能源隨機性、波動性對電網(wǎng)的影響;通過參與電網(wǎng)輔助服務,如調頻、調峰等,以及在用戶側的峰谷調節(jié),提高電能質量和供電可靠性。因此,儲能在源、網(wǎng)、荷側均發(fā)展迅速,成為構建新型電力系統(tǒng)以及能源轉型升級的關鍵[8]。

儲能的主要應用場景如圖2所示,在發(fā)電側可發(fā)揮存儲超發(fā)電量、平滑出力波動、提供可靠容量支撐的功能;在電網(wǎng)側可提供環(huán)節(jié)調峰壓力、提升電網(wǎng)可靠性和電能質量的功能,從而保證容量充裕度,緩解阻塞并延緩輸配電投資;在用戶側可通過節(jié)省擴容費率、用電響應、峰谷電價差等降低用電成本。

圖2 儲能主要應用場景Fig.2 Main application scenarios for energy storage

2 一體化儲能運行模式分析

2.1 商業(yè)運行模式

在“雙碳”目標的指引下,國家能源局聯(lián)合國家發(fā)展改革委先后發(fā)布了《關于開展“風光水火儲一體化”“源網(wǎng)荷儲一體化”的指導意見(征求意見稿)》和《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》。兩個文件均指出:一體化儲能運行模式是電力系統(tǒng)高質量發(fā)展的重要措施,要積極探索一體化和多能互補的新型電力系統(tǒng)發(fā)展路徑。

風光水火儲一體化項目側重于基地式開發(fā),結合地區(qū)資源條件和產(chǎn)業(yè)特點,因地制宜利用風電、光伏發(fā)電等清潔能源,發(fā)揮水電、煤電的調節(jié)作用,并適度增加一定比例儲能設施,統(tǒng)籌多種資源協(xié)調開發(fā)、科學配置,構建能源綜合體,充分發(fā)揮新能源富集地區(qū)優(yōu)勢,在促進新能源消納的同時,讓能源系統(tǒng)持續(xù)保持最佳狀態(tài);而源網(wǎng)荷儲一體化則側重于圍繞負荷需求展開,充分挖掘和釋放負荷側調解能力,促使電網(wǎng)與電源、負荷協(xié)同發(fā)展,從而讓電網(wǎng)、用戶以及各類發(fā)電主體廣泛參與進來,進一步提升新能源消納力度,實現(xiàn)能源就地利用。

風光水火儲一體化及源網(wǎng)荷儲一體化項目儲能運行模式分類如表2所示?！皟蓚€一體化”項目都需對儲能進行合理配置,以解決電力系統(tǒng)的靈活性問題,提升用能系統(tǒng)動態(tài)供需平衡性能。因此,儲能的商業(yè)化進程得以加速,并迎來了更廣闊的市場機遇[9-10]。

表2 “兩個一體化”儲能運行模式分類Table 2 Classify of energy storage operating model in“two integrations”

2.2 技術應用需求

“兩個一體化”場景下,應綜合考慮儲能的經(jīng)濟性、靈活性以及安全性等因素,科學論證,因地制宜配置儲能設施。應重點考慮以下因素:

(1) 以區(qū)域電源的總成本最低為目標,優(yōu)化不同電源和儲能的容量配比,尋求最優(yōu)配置比例。

(2) 重點考慮風光水火儲、源網(wǎng)荷儲項目的綜合收益,以各類電源與儲能投資商的收益最優(yōu)為目標進行容量優(yōu)化配置、儲能技術路線選擇和商業(yè)模式的開發(fā)。

(3) 以保證電源與儲能一體化安全為紅線,兼顧儲能系統(tǒng)的穩(wěn)定性、功能性、靈活性、協(xié)調性、安裝位置和容量,同時重點考慮系統(tǒng)總體的碳交易目標。

2.3 市場空間展望

在能源結構轉型升級的時代背景下,傳統(tǒng)能源增速放緩而新能源全面發(fā)展,這對技術革命和科技創(chuàng)新提出新要求。因此,推動一體化項目建設以更好地為市場提供優(yōu)質服務、提高電能質量是儲能未來商業(yè)化應用的重要場景。為實現(xiàn)“雙碳”目標,光伏、風電等可再生能源大規(guī)模接入電網(wǎng),其波動性、隨機性的特征給電網(wǎng)穩(wěn)定性帶來新挑戰(zhàn),需要電力系統(tǒng)具有更高靈活性。而“兩個一體化”項目能夠協(xié)調源網(wǎng)荷儲各方主體,有利于清潔能源消納,提高電力系統(tǒng)綜合效率以及靈活性。作為調節(jié)清潔能源并網(wǎng)波動性和負荷特性的重要手段,儲能在“兩個一體化”推進過程中占有非常重要的地位,分析“兩個一體化”領域相關政策,探究儲能的商業(yè)化進程和市場規(guī)模,具有重要意義[11-12]。

進入“十四五”時期,全國多地積極響應,發(fā)布多個一體化建設相關的指導文件,進一步推動了示范基地的建設進程。全國部分重點省份“兩個一體化”發(fā)展原則和目標如表3所示。根據(jù)表3可知,西北、西南等資源富集地區(qū)因地制宜在新能源基地項目中廣泛采用多能互補模式,華東、華南等經(jīng)濟發(fā)達、負荷集中地區(qū)在謀劃多能互補的同時,也在積極考慮源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展,降低用能成本,促進新能源消納。

表3 部分重點省份“兩個一體化”發(fā)展原則和目標Table 3 Development principles and objectives of some key provinces in“two integrations”

2021年4月,國家能源局綜合司印發(fā)了《關于報送“十四五”電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》,明確表示支持具有一定新能源電量消納能力的多能互補項目和源網(wǎng)荷儲項目。各省也紛紛開始試點一批一體化示范項目,河南省在《河南省電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補實施方案》中還同時公布了7個源網(wǎng)荷儲和多能互補示范項目,共涉及配置696 MW/1 392 MW·h電化學儲能。2022年4月,安徽省也發(fā)布了《安徽省電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補試點項目清單》,共涉及配置262 MW/524 MW·h電化學儲能。根據(jù)國際新能源網(wǎng)匯總,從2021年1月—2022年4月底獲得簽約和開工的一體化項目裝機規(guī)模已超過138 GW[13]?？紤]到不同的儲能配置比例,以目前主流的儲能2 h為例,“十四五”末期,全國一體化項目配置新型儲能裝機規(guī)模如表4所示。

表4 2025年末期一體化項目儲能裝機規(guī)模Table 4 Scale of energy storage in integration projects in 2025

3 輔助服務市場儲能運行模式分析

3.1 商業(yè)運行模式

電力系統(tǒng)輔助服務是為了保證電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、可靠運行而提供的服務,其主要目的在于保證發(fā)、用電平衡,維持電能質量以及電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。根據(jù)《電力輔助服務管理辦法》(國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號)[14]對輔助服務進行分類,包括有功平衡服務、無功平衡服務以及事故應急恢復服務,各類輔助服務包含的范圍和定義如表5所示。

表5 我國電力輔助服務內容Table 5 Power auxiliary service content in China

2021年12月,國家能源局印發(fā)了《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》,對輔助服務的提供主體、服務品種、補償方式以及費用來源進行了修訂。修訂前后輔助服務的主要變化如表6所示。其中,新規(guī)定最主要的變化在于允許新型儲能以及負荷側主體參與輔助服務市場中,同時增加了輔助服務的品種,并明確了輔助服務成本傳導機制改革的方向。

表6 新舊電力輔助服務管理規(guī)定差異Table 6 Differences between the old and new power auxiliary service management regulations

電化學儲能因其調節(jié)速率、精度和響應時間等方面優(yōu)于傳統(tǒng)火力發(fā)電,在輔助服務市場中的競爭力更強。未來儲能可部署在發(fā)電側,輔助并網(wǎng)主體參與輔助服務市場,也可以作為獨立的輔助服務提供商參與到輔助服務市場中[15]。

根據(jù)目前我國輔助服務市場結構,新型儲能技術在輔助服務中的主要應用場景有二次調頻、調峰和備用容量。潛在的商業(yè)模式如下:

(1) 與火力發(fā)電相結合,進行火電儲能聯(lián)合調頻。燃煤電廠如果單獨參與電力系統(tǒng)的頻率調節(jié),需要頻繁調整有功輸出以實現(xiàn)調頻需求,這會大大降低火電廠的發(fā)電效率和運行壽命。通過與儲能配合,可改善火電機組慣性大、調節(jié)速率慢的弱點,同時彌補儲能容量有限、參與調頻服務調度困難的問題。

(2) 與可再生能源結合,在幫助可再生能源消納的同時,參與輔助服務市場。傳統(tǒng)上輔助服務補償收益主要由火電機組獲得,而在國外新能源側的儲能可通過參與電力市場交易、提供輔助服務獲得收益[16],其比例甚至超過50%。目前部分地區(qū)新建風光項目要求按照一定比例配置儲能裝機,但風光如何參與輔助服務仍不明確,在調度與市場機制層面仍然存在一定的障礙。

(3) 作為獨立的市場主體。目前我國的輔助服務市場正處于建設期,市場建設的方向仍未明確,儲能參與方式可能主要還是通過與電網(wǎng)企業(yè)簽訂雙邊合同的模式,提供調頻與調峰服務,并獲得補償[17]。當然,未來隨著現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的建設逐步完善,儲能也可能通過參與現(xiàn)貨市場進行調峰,以及通過招標或雙邊合同的形式參與調頻與備用輔助服務市場。

(4) 用戶側或售電公司建設儲能設施,參與輔助服務市場。用戶側配置的儲能,除了可以通過傳統(tǒng)的峰谷價差套利、容量電價管理等方式獲得回報,降低購電成本外,也可以聯(lián)合參與調頻、深度調峰、啟停調峰等輔助服務[18],提升儲能投資的回報能力。

3.2 技術應用需求

不同的輔助服務對儲能技術特性要求有所差異?？紤]到目前我國調峰、調頻與備用這3類輔助服務占輔助服務補償總量的95%以上,本文重點討論這3類輔助服務的技術需求。

調峰屬于容量型調節(jié),對儲能規(guī)模有所要求。對全國各地公布的調峰補償費用規(guī)則匯總整理可發(fā)現(xiàn),調峰補償費用普遍在0.2～0.6元/(kW·h)的水平,儲能規(guī)模普遍在10 MW/20 MW·h以上,儲能機組需具備2 h時長。對比用于調峰的靈活性電源的度電成本,抽水蓄能度電成本最低,但其深受地理位置限制。磷酸鐵鋰電池和液流電池兼顧了放電速率和循環(huán)壽命,是較為理想的調峰電源。

調頻屬于功率型調節(jié),目前大多是基于調頻里程進行補償。對儲能的響應速度、瞬時功率和調節(jié)精度要求較高,電池、超級電容器、飛輪都可滿足需求?？紤]到不同儲能技術的平準化成本,磷酸鐵鋰電池能平衡成本、放電時長、響應速度,是較為理想的調頻電源。

由于儲能的裝機成本相對而言較高,在備用輔助服務市場上與傳統(tǒng)電源相比競爭優(yōu)勢并不明顯。但如果聯(lián)合調頻與備用輔助服務應用,則可增加儲能運行的收益。因此,備用輔助服務的技術需求可參考調頻輔助服務,可選擇磷酸鐵鋰電池技術路線。

3.3 市場空間展望

根據(jù)《2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》,調峰輔助服務是中國電力市場中較為有特色的品種。國家發(fā)改委發(fā)布的《關于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》(發(fā)改辦體改〔2021〕339號)已明確要求“現(xiàn)貨市場運行期間由現(xiàn)貨電能量市場代替調峰市場”。在市場機制建立探索階段,調峰輔助服務發(fā)揮了一定作用,但隨著電力體制改革的不斷深化,調峰輔助服務市場將會被取代,最終實現(xiàn)利用電力現(xiàn)貨市場的電價引導電源側的出力。與國外輔助服務市場相比,我國輔助服務補償水平偏低,主要的原因有:

(1) 我國基本輔助服務占比較高,而這部分輔助服務由發(fā)電企業(yè)無償提供,并未按照市場化的方式進行補償。

(2) 由于輔助服務成本傳導機制不順暢,我國有償輔助服務的標準仍然較低,未來,隨著可再生能源占電源結構的比重不斷上升,對于輔助服務的需求也會不斷增加[19];同時,隨著電力市場化改革的不斷推進,調頻等輔助服務占電價的比重有望提升。

根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù),2021年全社會用電量約為8.3萬億kW·h。此處分別考慮未來用電量按3%、4%和5%增長的情景,并假設輔助服務費用占銷售電價的比重分別在1%、1.5%和2%的水平,同時平均銷售電價水平不變?？傻玫捷o助服務市場的規(guī)模預測如表7所示,其中:2025年輔助服務市場規(guī)模預計達到553.8億～1 196.1億元;2030年輔助服務市場規(guī)模預計在641.9億～1 526.5億元。

假設新型儲能成本在2025 年降至1 500 元/(kW·h),2030年降至1 000元/(kW·h),投資靜態(tài)回收期5年。同時假設輔助服務成本按表7中的下限估計,在新型儲能占輔助服務市場不同比重的情況下,未來輔助服務市場儲能裝機規(guī)模如表8所示。

表8 電力輔助服務市場儲能裝機規(guī)模預測Table 8 Installed capacity prediction of energy storage in power auxiliary services market GW·h

4 用戶側多樣化儲能運行模式分析

4.1 商業(yè)運行模式

用戶側儲能將是未來儲能應用的重要領域,應用的場景主要有以下幾類:

(1) 分時電價管理。

分時電價管理也稱為峰谷電價套利,通過將電能需求從電價水平較高的時段轉移至電價較低的時段,減少用戶的購電成本[20]。2021年7月26日,國家發(fā)改委出臺了《關于進一步完善分時電價機制的通知》,提出科學劃分峰谷時段、合理確定峰谷電價價差以及建立尖峰電價機制等要求。浙江、廣東等10多個省份結合各自實際情況,對分時電價政策進行了完善,提升了用戶側儲能應用的經(jīng)濟性。首先,通過拉大峰谷價差,增加了儲能充放電的收益。特別是尖峰電價機制,極大地提升了用電高峰季節(jié)儲能的收益能力。其次,部分地區(qū)根據(jù)電力需求特點,將高峰電價拆分為2個時段。儲能每天充放電次數(shù)能夠由原先的1次變?yōu)?次,大大縮短了儲能投資的回收期,增加了儲能系統(tǒng)的利用率。

(2) 容量電費管理。

容量電費又稱基本電費,其機制具有“用電側出錢發(fā)電側出力”的特征。目前,各省大工業(yè)用戶按照變壓器容量計算的容量電價為17～32元/(kV·A·m),按照最大需量計算的容量電價在25.5～54元/(kW·m)之間。目前1 h鋰電池儲能系統(tǒng)成本已降至2 000～3 000元/kW,按照10年的靜態(tài)投資回收期,年成本為200～300元/kW。大工業(yè)用戶應用儲能進行容量電費管理,已能覆蓋儲能的投資。峰谷價差套利與容量電費組合應用,能夠提升用戶儲能投資回報水平。

(3) 需求響應補償。

需求響應是指當電力市場價格升高或系統(tǒng)可靠性降低時,需求側或電力用戶針對市場價格信號或激勵機制做出響應,改變原有短期電力消費模式(消費時間或消費水平),甚至長期電力消費模式,以保障電網(wǎng)穩(wěn)定,并抑制電價上升。

儲能基于價格的需求響應其實就是峰谷電價套利的模式。而基于激勵的需求側響應模式中,電儲能裝置可通過增加放電量增加自用量來實現(xiàn)響應時段的負荷削減,獲得需求側響應補償。此外,還可利用儲熱(冷)系統(tǒng)控制各時段放熱(冷)量來實現(xiàn)負荷的調節(jié)。

(4) 分布式發(fā)電與微電網(wǎng)。

在國外市場,分布式光儲發(fā)電是儲能的主要應用領域之一。美國加州將儲能納入自發(fā)電激勵計劃中,對1 MW 以下的儲能系統(tǒng)提供1.46美元/W的補貼,在提升分布式光伏收益的同時,也增加了電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性,促進了工商業(yè)領域分布式項目的發(fā)展。德國的分布式光儲補貼主要針對居民用戶,因此戶用儲能發(fā)展迅速。國內分布式光伏發(fā)電則主要由電網(wǎng)公司和發(fā)電集團主導開展,應用領域集中在海島和偏遠地區(qū)等特定的應用場景。

基于儲能在用戶側的應用場景,結合國外用戶側儲能市場的發(fā)展經(jīng)驗,未來用戶側儲能潛在的商業(yè)模式有:

①工商業(yè)用戶直接投資儲能設施,進行分時電價套利,大工業(yè)用戶可同步進行按最大需量計算的容量電價管理。此外,在市場機制允許的地區(qū),可同時參與需求側響應報價。

②由售電商或電力聚合商與用戶共同投資儲能設施。售電商或電力聚合商可直接投資儲能設備,或是由用戶投資儲能設備并交由售電商或聚合商運營。售電商或聚合商通過對配電網(wǎng)范圍內的用戶進行綜合優(yōu)化,獲得相應的儲能應用收益,并與用戶進行分配。

③分布式光儲發(fā)電模式。用戶通過自行投資,或是采取向第三方運營商租賃的模式,配置分布式光伏+儲能的設施。利用光儲發(fā)電獲得的收益獲得穩(wěn)定的現(xiàn)金流回報。該模式雖然在加州與德國市場進行了商業(yè)化應用,但是前提是光儲發(fā)電投資能夠獲得較為可觀的回報。

4.2 技術應用需求

儲能在用戶側的應用,主要在分時電價套利、容量電費管理以及分布式光儲發(fā)電等領域。其中,分時電價套利的收益能力取決于峰谷價差以及儲能的度電平準化成本,而容量電費管理的收益能力則取決于儲能的功率成本。根據(jù)文獻[21]的統(tǒng)計測算,幾類典型新型儲能技術的平準化度電成本和里程成本分別如圖3、4所示。

圖3 典型儲能技術的度電成本Fig.3 Cost per kilowatt-hour of different typical energy storage technologies

結合圖1、3、4,綜合而言,全釩液流電池和磷酸鐵鋰電池的平準化成本較低,適合進行分時電價套利。而三元鋰電池和磷酸鐵鋰電池的出力特性較好,適合進行容量電價管理。

圖4 典型儲能技術的里程成本Fig.4 Cost per mileage of different typical energy storage technologies

4.3 市場空間展望

根據(jù)新的分時電價政策,未來大部分省份會進一步完善分時電價機制。根據(jù)2020年工商業(yè)用電量,假設分別有1%、2%、3%的用電量應用電化學儲能系統(tǒng)進行電量轉移,同時假設儲能系統(tǒng)每天循環(huán)次數(shù)分別在1、1.5 以及2 個循環(huán)等不同情景,測算未來電化學儲能的裝機需求。測算結果如表9所示,在不同情景下,未來儲能應用的市場空間為42.8～256.8 GW·h。

表9 分時電價管理儲能應用潛力測算Table 9 Potential calculation of energy storage for time-of-use pricing management GW·h

根據(jù)文獻[22]測算區(qū)域電力系統(tǒng)的容量成本,結合儲能的成本以及對于減少電網(wǎng)容量的收益,計算出最優(yōu)的儲能規(guī)模,作為容量電價管理最優(yōu)規(guī)模。根據(jù)2017年安徽省的負荷特性,其最優(yōu)的裝機規(guī)模是5 GW·h。根據(jù)安徽省用電量占全國的比重,以及最新的用電量數(shù)據(jù),可測算出容量電價管理儲能裝機規(guī)模與用電量之比為0.026 MW·h/(GW·h)。根據(jù)該數(shù)據(jù),可測算全國市場的儲能裝機潛力在195.45 GW·h左右。

5 結論與建議

在推動能源綠色轉型、應對極端事件、促進能源高質量發(fā)展、電力市場改革的背景下,儲能的市場地位和角色越發(fā)重要。新型儲能在電源側、電網(wǎng)側和用戶側都已有多樣化的應用場景。然而,國內儲能行業(yè)發(fā)展尚不成熟,存在一定的政策缺失和制約條件。為助力儲能有序參與電力市場交易,加快商業(yè)化應用進程,新型儲能的商業(yè)化發(fā)展需要從以下4方面加以完善:

(1) 完善政策機制,加強頂層設計。

以可再生能源為主的新型電力系統(tǒng)需要具備較強的調節(jié)能力。然而,目前我國電力市場仍以電能量交易為主,新型儲能的調節(jié)服務價值尚未得到充分體現(xiàn);同時,新型儲能仍處于技術發(fā)展期,其建設成本較抽水蓄能等大型靈活調節(jié)資源相比不具有優(yōu)勢。需要統(tǒng)籌考慮電力市場交易機制和新型儲能發(fā)展扶持政策,激活企業(yè)投資建設新型儲能裝置的動力,保障新型儲能與可再生能源協(xié)同發(fā)展。此外,“十四五”期間,還應當加強儲能技術專業(yè)人才儲備,培養(yǎng)造就一批在儲能技術研發(fā)應用方面具有國際水平的戰(zhàn)略科技人才和高水平創(chuàng)新團隊,加速行業(yè)發(fā)展。

(2) 更新行業(yè)標準,維護行業(yè)生態(tài)。

“十三五”期間,我國已對新型儲能器件、百兆瓦時段新型鋰離子電池、全釩液流電池系統(tǒng)等9個項目立項重點研發(fā)。但作為戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè),隨著儲能技術和應用的不斷發(fā)展進步,現(xiàn)有標準體系已不能適應新型儲能技術研發(fā)速度。同時,儲能作為系統(tǒng)工程,涵蓋運輸、安裝、設計、運維等多個環(huán)節(jié),不同應用場景對新型儲能并網(wǎng)的要求也不盡相同。因此,需建立與之相匹配的標準體系以規(guī)范產(chǎn)業(yè)發(fā)展,并在全環(huán)節(jié)嚴格執(zhí)行標準、嚴格監(jiān)管,防止因標準不健全導致產(chǎn)品應用性能不佳,儲能系統(tǒng)出現(xiàn)問題時無標準可依,生產(chǎn)廠家低價惡意競爭等不良行為,促進行業(yè)良性健康發(fā)展。

(3) 推動技術創(chuàng)新,突破安全痛點。

目前我國以鋰電池儲能為代表的電化學儲能已從示范項目走向商業(yè)化初期,但國產(chǎn)儲能電池仍存在成本高、安全性差,安全性和經(jīng)濟性難以兼顧的局面。針對瓶頸技術和我國尚未掌握的核心技術,仍需對儲能產(chǎn)業(yè)鏈上下游進一步加大技術創(chuàng)新力度,重點支持能夠顯著提升經(jīng)濟性的儲能裝備技術的創(chuàng)新,進一步實現(xiàn)降本增效。在大力發(fā)展儲能技術的同時,還要突破安全性約束,從本體安全、性能安全、技術安全3個方面全面提升儲能裝置全生命周期的安全性能,不讓安全問題阻礙新型儲能大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展。

(4) 明確盈利模式,健全市場機制。

當前國家已經(jīng)明確了新型儲能的獨立市場地位,但新型儲能參與電力市場的輔助服務費用分攤方法、容量補貼電價計算方法等實施細則仍未出臺,新型儲能的盈利模式仍不清晰,商業(yè)模式也較為單一。完善新型儲能的商業(yè)模式和盈利模式,一方面,需要結合新技術,拓展新型儲能電站應用的新商業(yè)模式,如結合產(chǎn)業(yè)園區(qū)、數(shù)據(jù)中心、5G 基站等應用場景,構建虛擬電廠、租賃儲能、共享儲能等應用新業(yè)態(tài);另一方面,需要進一步明確儲能電站充放電價、容量補貼電價等政策,利用價格信號調動儲能電站參與電力市場,充分體現(xiàn)新型儲能稀缺性調節(jié)資源的價值,保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。