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从全局角度衡量储能的价值是储能发展的当务之急

作者:翁爽 来源:中国电力企业管理 发布时间:2020-08-14 浏览:
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中国储能网讯:作为推动可再生能源规模化发展的关键技术和产业,储能在过去几年的发展中一直处于夹缝求生的境地。2019年,电网侧储能全面刹车、用户侧储能战线收缩,储能的产业重心逐渐转移至发电侧,这一趋势从2019年底初见端倪,在今年上半年已席卷全国十余省份。预计“十四五”期间,可再生能源发展面临的消纳矛盾更加突出,电力系统的调节需求进一步增大,对于商业化进程刚刚起步的中国储能产业而言,是否能够迎来乘风破浪的机遇?围绕该不该配置储能、如何配置储能、谁为储能买单,业界讨论激烈。中国能源研究会储能专业委员会主任委员、中科院工程热物理所副所长陈海生表示,高比例的可再生能源发展必将引发电力系统对于储能长期、持续的需求。但储能系统不是传统意义上的电源,也不是传统意义的负荷,它是一种全新的市场主体。现有体制机制和政策法规对于储能如何进入电力系统,尚没有明确的实施细则,也未建立合理的价格机制和市场环境。储能的健康发展,迫切需要国家层面形成共识,从全局的角度来衡量储能的价值,秉持“谁受益、谁承担”的原则,建立发电、电网、用户共同承担的合理的储能价格机制,这是当前储能发展的当务之急。

《中国电力企业管理》:早在2017年,青海等省份便提出可再生能源发电项目需配置一定比例的储能设施,但最终在巨大争议之下未能执行。此次数十省份再度提出可再生能源发电项目配置储能的要求,您认为和三年前比,可再生能源配置储能的外部形势发生了怎样的变化?如何看待可再生能源发电配置储能的必要性和可行性?对于储能产业的发展将产生怎样的影响?

陈海生:和三年前相比,首先,可再生能源的装机规模越来越大,在电网中的占比越来越高,对电力系统安全运行的冲击已不容忽视;其次,储能技术与产业经过前期积累,其成本不断下降,经济性在逐步提升;第三,储能产业在不断的实践中逐渐探索出了一些可行的商业模式,如共享储能、容量租赁、辅助服务等,这些模式下的储能单位造价下降,使用频率增加,尽管仍在夹缝中求生存,但表现出了顽强的生命力。较之三年前,可再生能源配置储能的趋势更加明显,同时也增加了一些有利条件。

储能是可再生能源大规模发展的必要手段和关键支撑技术,从此次多省份出台的鼓励文件来看,可再生能源配置储能在地方政府层面已逐渐形成共识,短期内市场对储能的需求将会有较大的提升,对储能行业的发展有一定的促进作用,对于市场信心有一定的提振作用。

但是,将配置储能作为可再生能源并网的前置条件,对于储能产业的健康发展也可能带来一些不利影响。首先,在没有具体的使用和质量考核办法的情况下,储能系统安装之后使用的实际效果难有保障,未来收益也存在极大的不确定性;其次,目前可再生能源发电进入平价阶段,在价格不占优势的情况下再上储能,增加投资成本,使得大多企业倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品,而质量好、价格贵的储能产品拿不到市场份额,从而可能导致劣币驱逐良币,甚至使储能仅仅成为可再生能源优先并网的工具,而非一个促进风光发电并网消纳,助力可再生能源规模化发展、高质量利用的实实在在的手段,影响行业的健康发展。

《中国电力企业管理》:可再生能源发电项目配置储能应该遵循哪些原则?在实际操作中,需要考虑到哪些因素?

陈海生:“有效”和“有利”,是可再生能源配储能的首要原则。“有效”指的是通过储能应能够实现可再生能源的优化利用,尽可能减少弃风弃光,这需要根据每个省、每个区域的负荷特性、网架结构、调度能力,以及每个电厂自身的发电特性来进行优化配置。“有利”指的是储能要有经济性,通过配置储能,使得发电厂得以优先调度,减少弃风弃光,保障电网安全运行,提高电能质量,这些收益最终高于储能的成本投入。只有解决了有效和有利两方面问题,可再生能源配储能才具备大面积推广的条件。

要解决这两方面的问题,实现储能产业的健康发展,首先,需要建立合理的价格机制。无论储能装在发电侧、电网侧还是用户侧,储能的价值已得到广泛认可,但谁来为储能买单,如何为储能买单,却成为各方都不愿去面对的问题。比如在发电侧配储能,虽说可促进可再生能源消纳,但调度保障没有形成机制,辅助服务补偿缺少长效机制,政策保障存在不确定性。从投资的角度来说收益存在不确定性,就无法激发资本的信心和市场的活力。储能可以实现促进可再生能源消纳、保障电网安全、为用户峰谷套利、提供应急电源、提升电能质量等多重价值,但收益往往是单一的,这就是我常说的,储能干了多份工作,却只拿了一份工资,没有合理的市场价格机制,便无法真正体现出储能的价值。

其次,在电力体制改革和市场化建设中,需要区分不可控的可再生能源和可控的可再生能源之间的价格。过去,传统电源都是可控制、可调度的,随着可再生能源的规模化发展,电源的灵活性、可调度这一价值需要在电力市场中加以体现。可再生能源配置储能后,成为可控制、可调度的电源,在价格上应更有竞争力,这需要相应的价格机制予以体现。

另外,要重视储能产品的性能和质量,建立相应的国家标准、行业标准,同时形成合理的准入门槛和监管体系,从而保障储能产品的安全。储能是新兴产业,其标准和监管体系还在逐渐形成和完善过程之中,需要尽快推进这方面的工作。

《中国电力企业管理》:储能缺乏成本疏导机制是其商业化发展受阻的症结所在。电力市场尚未建设完善,无法形成有利于储能产业发展的长效机制,在过渡时期,您认为储能产业的健康发展,需要怎样合理的市场环境和价格机制?

陈海生:在2017年发布的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》中,已明确储能的独立市场主体身份。但一段时期以来,储能基本上仍然是依附于发电、电网或用户来进入市场的。储能是一种全新的市场主体,是除发电、电网、用户之外的第四种市场主体,有可能对电力市场带来颠覆性影响。因此,需要尽快出台具体的实施细则,来确保它市场主体的地位的落实。而实施细则的出台需要国家和地方层面形成共识,也需要一段时间的实践来进行检验和完善。储能产业要真正繁荣发展,必须打破目前依附于发电、电网或用户的状态,以独立储能电站的身份进入市场,从而可以同时为发电、电网、用户等多方提供服务,并按照服务效果拿到相应的收益,这样才能得到合理的多方收益,才能算得过账来,从而实现产业的大发展。

另一方面,对于储能发挥的作用,要从全社会的角度来考量。储能可推动可再生能源高比例入网、可提升电力系统灵活性和可靠性、可提高用户侧能源利用效率等等,其全社会的综合价值远大于成本投入,从能源转型的大势和能源革命的发展需求来看,储能未来的应用规模一定会持续增加。但是,在现有的市场机制下,如果把储能的成本仅仅强加在某单一市场主体身上,就会存在收益小于全额投入的情况。因此,对于储能产业的发展,更需要从全局的角度来看待储能的价值和价格,需要从国家层面来统筹考虑成本投入的疏导问题,秉持“谁受益、谁承担”的原则,建立发电、电网、用户共同承担的合理的市场化价格机制。

把政府的事务交给政府,把市场的事务交给市场。政府层面制定好相应的标准体系、价格机制、监管机制,然后让各类市场主体充分竞争,发挥市场在资源配置中的决定性作用。无论是物理储能、化学储能,还是具有灵活性的火电机组,或是其他具有调节能力的资源,最终谁占据市场主体地位,企业会用脚投票。每一种灵活性资源各有优势,也各有所短。目前,火电机组通过灵活性改造可以承担电网的部分调节任务,但未来随着可再生能源规模化发展和火电比例的逐步下降,难以独靠火电机组来支撑大规模的可再生能源并网,同时,在没有合理价格机制的情况下要求火电机组牺牲自身利益来调节可再生能源带来的波动性也是不公平的。在国家的能源体系中,可再生能源要从补充能源走向主体能源,就必须要具备可控制、可调度的性能,否则将无法保障国家能源安全,也无法成为主体的发电技术。随着可再生能源在系统中的占比越来越高,最终储能会成为电力系统中的必需品。

风电、光伏产业经历了补贴扶持的阶段,目前已进入了可再生能源平价时代,但由于其不稳定、不可控的特性,其大规模发展仍受到一定的限制。随着风电、光伏和储能的成本快速下降,当风光发电加配储能后的成本和火电价格相当的时候,那么可再生能源的时代才会真正地到来。从成本下降的趋势来看,在“十四五”末期,光伏+储能或可在平价的水平上具有竞争力。

《中国电力企业管理》:当前“十四五”规划即将开启,能源转型、电力体制改革、产业结构升级等均处于关键时期,您认为储能在“十四五”期间将实现怎样的发展目标,以进一步助力能源转型和新能源大规模发展?

陈海生:可以明确的是,“十四五”期间,储能将成为国家层面为数不多的战略性产业和新的经济增长点之一。2017年《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》中指出要在第一阶段(主要为“十三五”期间)实现储能由研发示范向商业化初期过渡,第二阶段(主要为“十四五”期间)实现商业化初期向规模化发展转变。

储能技术与产业的前期积累已具备顽强的生命力和快速发展的基础,但目前除了抽水蓄能外,其他储能的技术路线仍然处于发展之中,在现阶段,各种技术各有优势,也各有其适合的应用场景,还没有一种技术能够包打天下;但随着储能技术的发展,目前的十几种技术会逐步聚焦,会有几种技术实现突破,逐步占据优势,成为市场的主流技术。

同时,随着技术的突破和规模的增长,各种储能技术的价格和成本还会继续下降。

最后,储能要实现健康发展,最终要依靠电力市场的建设,通过市场化模式来促进产业的健康发展。回顾储能发展的历程,无论是政策导向还是储能自身的应用,从来都是以市场化为目标,都是和市场发展深度结合的。但在市场尚未成熟的过渡期,需要建立合理的价值机制,这也是目前储能行业发展的当务之急。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年7期,作者系本刊记者

关键字:储能市场 储能政策

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