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      關于新型儲能發展的思考與展望
      日期:2022-02-25   [復制鏈接]
      責任編輯:sy_qianjiao 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
      近日,國家發改委、能源局發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》(發改能源〔2022〕209 號文,以下簡稱“實施方案”),雖然行業期盼已久,但實施方案并未提及“十四五”發展目標,也未對儲能發展的長效機制提出切實方案,讓市場頗有隔靴搔癢之感。新型儲能作為新型電力系統的重要基礎設施,電網企業已表現出強烈的需求立場,2月23日,國家電網董事長在人民日報文章中提出“力爭到2030年國網經營區電化學儲能提高到1億千瓦”的目標。政策仍需等待,電網已顯雄心,新型儲能更大規模發展將面臨怎樣的局面?

      一、實施方案主要內容

      實施方案,以推動新型儲能規?;?、產業化、市場化發展為目標,從技術攻關、試點示范、推動規?;?、完善體制機制等方面,推動新型儲能高質量、規?;l展。主要包括以下方面:

      1.新型儲能的定位和目標。新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備,是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐,也是催生國內能源新業態、搶占國際戰略新高地的重要領域。到 2025年,新型儲能步入規?;l展階段、具備大規模商業化應用條件。電化學儲能系統成本降低 30%以上。到 2030 年,新型儲能全面市場化發展。

      2.強化技術攻關和試點示范。推動多元化技術開發,開展多種儲能技術設計研發,突破安全技術,重視智慧調度技術的創新。加快重大技術創新示范,針對電力系統不同需求推動多時間尺度新型儲能技術試點示范,在不同應用場景、重點區域開展試點示范。

      3.推動新型儲能規?;l展。電源側,推動系統友好型新能源電站建設、支撐高比例可再生能源基地外送、促進風光電基地、海上風電開發消納等。電網側,提高電網安全穩定運行水平,提升應急保障能力等。用戶側,支撐分布式供能系統和用戶靈活調節能力等。

      4.體制機制方面,推動新型儲能作為主體參與各類電力市場,電源側在競爭性配置、核準、并網、利用小時等方面優先支持“新能源+儲能”項目,電網側采用容量電價機制、替代性儲能成本納入輸配電價等方式進行價格疏導,用戶側采用分時電價、需求響應等機制進行鼓勵。拓展共享儲能、儲能聚合應用等多種商業模式。

      二、知之不易、行之更難——新型儲能實質性政策仍需等待

      在翹首以待的產業界看來,實施方案在接踵而至的儲能系列政策文件中再添了一篇,而這些文件以指導性為主,并無實質支持內容。如果要找出亮點,可能是實施方案向大家展示了一個關于新型儲能的萬花筒似的龐大體系:

      技術路線上,有形形色色的電化學儲能,有壓縮空氣、飛輪等機械儲能,有氫(氨)等長時儲能(文中熱冷儲能不宜歸于長時儲能),同時也新提出了火電、核電的抽汽蓄能方式。應用場景上,延續原有的電源側、電網側、用戶側分類,在各側又各有細分方法。儲能功能上,既服務于新能源的接入、輸送和消納,又能服務于電網的調峰、調頻、調壓、事故備用等安全保障,還能支撐用戶用能管理和靈活性提高。商業模式上,可以參與現貨市場、輔助服務市場、獲得容量電價或輸配電價支持、為新能源電站并網及發電爭取更好的政策條件。

      但縱觀實施方案全篇,并沒有涉及到新型儲能如何建立起核心商業模式的內容,原因在于實質性政策出臺確有其困難之處:

      一是新型儲能技術、標準尚難滿足新型電力系統要求。新版《電力并網運行管理規定》提出,新型儲能涉及的技術指導和管理工作,參照發電側要求執行?,F階段較為分散的儲能項目(新能源+儲能以及用戶側儲能),其運行性能以及對電力系統故障狀態下的響應能力尚未驗證,鋰離子電池固有的安全等方面問題,導致人們對于其能否擔綱新型電力系統賦予的重任疑慮重重。對于滿足電力系統運行的新型儲能技術路線仍處于爭論階段,技術成熟度和標準仍處于初級階段,哪種或哪幾種儲能技術能脫穎而出尚不可知,這也是實施方案提出“揭榜掛帥”,幾乎無遺漏地要求不同儲能門類先開展技術創新研發和試點示范的原因。

      二是新型儲能的“無所不能”與難以盈利形成鮮明對比。實施方案列舉了新型儲能豐富的應用場景及其在功率平衡、調頻、備用等等各方面的功能(很多場景和功能存在嚴重的重疊),在電力系統現有領域無處不見其蹤影,而其收益模式設計也多種多樣。一方面,新型儲能應用的多樣性淹沒了其本質功能,政策對于其支持方向也搖擺不定。另一方面,“商業模式”的多元改變不了其難賺錢的真實現狀,新型儲能成本仍較高,在現貨峰谷套利、用戶側分時價差、輔助服務市場上都難以收回成本,國家已不再將補貼作為支持產業發展的主要手段的情況下,只能用完備的、原則性的語言指出可能獲利的所有可能。

      所以,新型儲能相關政策主邏輯不清晰、彼此之間存在交疊、央地政策相互矛盾的現狀仍將持續,也許只能寄希望于儲能行業再通過自己的負重前行,實現技術和價格水平進入“自證其能”的區間。

      但是政策的不明確仍會帶來很大的負面影響,知且不易、行之更難!新型儲能的大方向不宜含糊其辭。新型儲能在沒有統一成本疏導機制的有力支持的情況下,能夠堅持發展到今天的規模,一方面是電力系統需要新型儲能的強大邏輯的助推,另一方面正是產業界披荊斬棘,不斷在上述縱橫交錯的技術、場景、路線和盈利模式上見縫插針取得的成就。但是在當下承前啟后、萬眾矚目的重大節點上,產業界更呼喚新型儲能相對統一、清晰、可執行的發展邏輯和對應的價格機制,而不是繼續在各種細枝末節中再另辟蹊徑。

      三、溯本追源、雄心初顯——新型儲能發展的思考與展望

      2月23日,《人民日報》刊登國家電網有限公司董事長、黨組書記辛保安署名文章,文章中指出針對提高電力系統調節能力對發展儲能的現實要求,大力加強技術成熟的抽水蓄能電站建設,積極支持新型儲能規?;瘧?,力爭到2030年公司經營區抽蓄電站裝機由目前2630萬千瓦提高到1億千瓦、電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦。在電網公司看來,新型儲能在保電網安全方面已可與抽水蓄能并駕齊驅。

      據此推算, 2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦,新型儲能總投資規模接近萬億,相較當下有數十倍的增長空間。如此大規模的發展,繼續延續在各個細分領域見縫插針的方式顯然不能滿足電力系統發展需要,新型儲能需要新邏輯!眾所周知,產業發展邏輯越簡潔明了越有可行性,與其淹沒在實施方案的龐大體系中,不如溯本追源地回答幾個問題:

      (一)發展新型儲能的核心邏輯

      1.新型電力系統哪些核心問題的解決非新型儲能莫屬?

      2021年我國缺電危機,再一次說明保障電力供應是電力系統發展的底線,支撐電力系統有效容量發展且不帶來碳排增加,除抽水蓄能外只能依靠新型儲能,所以新型儲能的核心作用和優勢在于解決新型電力系統供電充裕度隱憂和提供電力系統安全保障能力,在常規電源越來越缺失的情況下守住電力系統的保供和安全防線。

      2.我們需要發展怎樣的新型儲能?

      新能源比例的進一步提高,給新型電力系統帶來系列安全問題,新型儲能既然主要作為安全保障電源,更加需要向大規模、中長周期、易調度的大型儲能電站方向發展,為實現日內充分調節,參照抽水蓄能,一般需配置4小時以上的時長;實現特殊情況下跨日、跨月調節,應搭配配置含氫能等方式在內的長周期儲能電站。大型儲能電站的發展同時有利于單位建設成本的降低,易于出臺針對性技術和設計標準,也易于發揮和監測儲能設施在安全保障、調峰、調頻等多方面的能力。

      3.什么樣的商業模式能支撐新型儲能的長遠發展?

      雖然實施方案提出了很多的商業模式,但在電力市場環境下,新型儲能的盈利最終可歸納為現貨市場、輔助服務市場和容量市場(機制)幾種?,F貨市場中,日電價差額和低價、高價時段持續時長均不確定,新型儲能將面臨較大的投資風險;輔助服務市場是在電力系統某類安全問題突出時設定的特殊品種,新型儲能雖然在調峰、調頻和爬坡等品種中具有優勢,但輔助服務市場受電力系統運行方式變化每日供需均不同,不足以對一次投入大的主體產生長期激勵(華北電網已出現調峰輔助服務市場不足以激勵火電開展深調改造,所以提出調峰容量市場概念),同時輔助服務市場份額有限且面臨多主體競爭,不足以支撐新型儲能大規模發展;我國電力發展具有很強的公益性質,對于電價波動幅度和停電概率容忍度均較低,容量市場(容量機制)可能是支持新型儲能、抽水蓄能等電網安全保障電源發展的唯一機制,在容量機制下,將新型儲能具有的有效容量(功率上調)、新能源消納(功率下調)、調頻、爬坡、緊急備用等功能,統一通過容量電價機制進行支付,將更加簡潔可操作。

      (二)新型儲能發展前景分析

      價格競爭力方面:根據彭博預測,至 2025 年電池儲能系統成本將會下降超過40%(快于實施方案),4小時配置的儲能電站如按照容量機制,容量成本約800元/kW/年(含資金成本),接近抽水蓄能約700-900元/ kW/年的水平,所以以電化學儲能為主的新型儲能參照抽水蓄能發展模式,用于保證電網發電裕度和整體安全水平具有可行性。至2035年,4小時新型儲能電站容量成本約500元/kW/年,低于抽水蓄能成本。

      發展空間方面:根據對未來電源發展態勢的預測(圖1,其他電源已含抽水蓄能),如果考慮需求響應達到最大負荷5%,2030年供電充裕度仍存在約100GW的缺口,若不考慮需求響應或是嚴格控制煤電裝機不增長的情況下,供電充裕度缺口將在200GW。而2060年在大幅退煤的假設下,供電充裕度缺口將達到800GW,電力系統供電充裕度對于發展新型儲能具有強烈要求。

      綜上預測:2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦,新型儲能總投資規模接近萬億。進一步根據2060年供電充裕度缺額推算,2060年電力系統需要4-8億千瓦(低值為煤電緩慢退出場景,高值為煤電較快退出場景),時長4小時以上的新型儲能,低值情況下總計容量成本為2000億元,帶動全社會電價平均成本上升1.3分錢/千瓦時。

      圖1 未來我國電源結構及最大負荷預測

      (三)相關建議

      一是重點支持大規模、中長周期儲能電站發展,參考抽水蓄能發展模式,建立差異化的兩部制(電量+容量)電價,設定穩定但較低的合理收益,以容量電價為主,對新型儲能的容量投資進行直接激勵。具體操作中,嚴密跟蹤電力系統充裕度要求,合理規劃新型儲能建設需求,“十四五”期間,可對新型儲能推出高于抽水蓄能的差異化容量電價標準,通過兩部制電價招標競價的方式促進新型儲能降低成本,最終實現與抽水蓄能同品同價。

      二是以市場為驅動推動更多社會主體參與較為分散的儲能建設。逐步扭轉新能源強制配儲能的發展方式,完全通過電力市場機制的完善,通過現貨市場和輔助服務市場的調節,促進新型儲能的準入,作為大規模儲能電站的補充。

      原標題: 關于新型儲能發展的思考與展望
       
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