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储能产业破局的关键之一在于现货市场的建立

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:尽管储能一直以来被认为是未来能源利用解决方案的关键技术,但储能在我国的商业化道路并不顺利。处于产业导入期的储能,在当前的发展中仍然面临技术成本、体制机制的诸多问题。但从全国十余省份出台可再生能源配置储能的鼓励政策来看,储能逐渐从电力系统中的“替代品”走向“必需品”已是难以阻挡的趋势。在外部机制尚未理顺,可再生能源冲刺平价时代关键期上马储能,一方面会更加明显得暴露产业内外部的矛盾与乱象,另一方面也为产业导入期迈向成熟期提供了机遇——唯有通过不断的实践探索,将问题暴露地更彻底,才更有可能一步步去理顺市场的脉络,突破技术的瓶颈。华能清洁能源技术研究院储能项目开发部负责人刘明义认为,储能真正的市场机会在于可再生能源更大规模的发展。从过去的发展历程来看,可再生能源的发展速度已经超出了人们的想象,一旦可再生能源的体量走到一个爆发点,会倒逼相关的政策和机制尽快就位。而在此过程中,储能产业本身仍需不断地积累沉淀,强化自身的竞争力。

商业化进程几度沉浮

如果说在过去几年里,储能只是电力系统中“锦上添花”的技术,那么在“十四五”乃至更长远的未来,或许无法再回避储能将逐渐成为“刚需”的事实。在“十三五”期间,我国能源消费仍以煤炭为主,尽管我国电力系统中灵活性资源匮乏,但可再生能源当前的规模和体量尚且能够通过灵活性的火电机组、抽水蓄能等进行调节。但进入“十四五”,风光平价时代来临,无论是从经济驱动还是低碳发展的角度来看,火电的发展都将会受到限制,可再生能源在系统中的占比将越来越高。伴随着可再生能源的壮大,储能将成为系统中的必需品,这是由能源革命的发展需求所决定的。

从储能商业化的发展路径来看,其商业化发展最先聚焦电力系统中的用户侧。因用户侧有明确的峰谷电价,投资回报相对可预期,以南都电源为代表的民营储能企业在江苏等地布局了大量的用户侧项目,但实践证明用户侧储能项目收益来源单一,套利的空间很小,尤其是近年来电价下行趋势明显,平均电价持续下降,峰谷电价也随之降低,储能项目成本回收期较长。随着南都电源在2019年全面收缩战线,用户侧储能项目逐渐淡出市场。

2018年两大电网提速储能项目建设,储能的市场逐渐向电网侧转移。但一年以后,国家发改委公布《输配电定价成本监审办法》,规定抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电价成本监审,令网侧储能发展陷入僵局。

2019年,储能产业入冬。市场的寒潮固然令人失落,但储能产业仍然在寻求商业化的突破口。2019下半年,储能项目逐渐向电源侧转移。“实际上,如果从技术和效率的角度来看,储能系统装在电网侧,尤其是配电网侧的效率是最高的,那是电网最终通向用户的末端,最接近用户实际电力负荷需求,但考虑到市场公平问题,电网侧储能成本无法进入输配电价,在这样的情况下,如果说一定要在三个应用领域中来比较,只能说放到电源侧是相对合理的。因为在电力行业里,除了抽水蓄能,其他对电网的调节任务基本都是电厂在承担,上储能的核心目的也是为了解决电网的调节问题。”刘明义表示。

在我国,由于各区域、各省份的网架结构、负荷特性、电源类型差别很大,对于系统的调节需求也不尽相同。早在2017年,青海省发改委便要求当年330万千瓦风电开发项目按照建设规模须配套10%的储电装置,但最终在各方争议之下不了了之。“青海新能源装机占比居全国之首,电网调节压力非常大,因此最早提出新能源配置储能,但在当时,其他省份和区域还没有如此急迫的需求。”刘明义说。

遭遇限电,或者预计到限电即将到来,是地方政府推动可再生能源配置储能的直接原因。在此次提出可再生能源配置储能的省份中,湖南省推进储能的意志最为强烈。湖南处于电网末端,水电装机比重大,且大部分不具备调峰能力,丰枯季节性特征明显,目前湖南全省已无绿色区域。3月20日,湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》,指出湖南全省风电消纳形势相对严峻,尤其在湖南省的南部、西南部存在较大消纳压力。截至2019年底,湖南全省弃风电量为1.35亿千瓦时,弃电率1.80%。湖南发改委要求电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施,切实提高新能源消纳送出能力,为省新能源高比例发展提供容量空间。对于湖南以及此次出台政策的其他省份而言,鼓励可再生能源配置储能无论是当务之急还是未雨绸缪,都可从中洞见储能产业发展的持续动力并没有改变。

市场建设滞后于产业发展需求

尽管政策文件频频出台,但推动可再生能源配置储能并不容易。储能产业涉及的利益主体众多,对于发电企业而言,在平价上网的时代增加投资成本已是压力倍增,更何况,增加的储能成本,对于电厂而言并没有刚性回报,储能建成之后由电网调度,其经济性受电网调度方式和频次的影响很大,无法预期投资收益。

刘明义表示,现有政策和市场规则缺少具体细则和反映储能成本价值的市场机制,储能项目在各应用领域的投资收益受政策变动影响较大。储能不仅能够减少新能源的弃电量,对发电量提升有贡献,更重要的是它提升了电能质量,赋予了风光发电一定程度可调节性,把间歇性、不稳定的电源变成了具有一定稳定性、和调节能力的电源,同时储能还能够提高电网的安全性、稳定性。发电侧配置储能,于电网可稳定系统运行,于用户可提供供电保障,但成本是发电企业来承担,没有相应的补偿机制,这并不合理。特别是进入新能源平价的阶段下,一些项目刚好处于盈亏平衡点,增加储能投资,相当于发电企业在牺牲自己的利润来为整个电力系统服务。

储能持续商业化发展的必要条件是一个开放灵活的电力市场,但目前电力市场的推进速度相对于储能的产业发展需求来说是缓慢和滞后的。对于储能而言,更加合理的价格机制仍然要依靠现货市场的建立。在现货市场中,各种电源品种在不同的时段实时报价,拥有储能系统的电站在报价上便拥有了更大的空间和绝对的优势,这样的机制下,即便不强制要求发电企业配置储能,也有足够的经济利益驱动电厂投资储能。但由于目前我国电力市场建设处于过渡期,在没有经济驱动的情况下,系统对于储能的需求,只通过行政手段来推动,必然会存在诸多问题。刘明义认为,尽管市场机制没有完全就位,但能源转型的大趋势已经到来,在现阶段要解决的最重要的机制便是以“谁受益,谁承担”的原则,按照储能发挥的价值给予回报。“储能做了很多工作但是没有得到相应的收益,这种情况和火电为新能源发电所承担调节任务却得不到相应补偿的遭遇是一样的。市场机制的长期缺失,可能导致资源配置的失效,”刘明义说,“因此,我一直坚持的观点是,储能无需特殊的政策扶持,让储能的价值和它的价格形成对等关系,市场便可被激活,其中的种种矛盾都可通过市场的力量来解决。”

标准缺失难以有效监管

在投资储能经济性不可控、没有完善的质量标准和监管体系的情况下,发电企业配置储能必然会倾向于选择价格低的储能产品,这导致性能较差的产品占据市场,影响行业的长远发展。尽管国家层面已出台了部分储能的相关标准,但一方面,标准体系并不全面,另一方面,标准的实操性较差,导致业内并没有很好地执行。标准缺失的情况下,很难形成有效的监管,在目前粗放化的发展中,乱象丛生是储能行业难以避免的局面,而这首先导致的隐患便是安全问题。

“电化学储能效率高,灵活性好,能量密度高,但始终没有彻底解决安全性问题,固有安全性低。尤其电池系统是安全性最薄弱的一个环节,我国电池研发制造技术与国际先进水平还存在差距,电池系统标准可操作性很低,部分技术还停留在实验室阶段,一旦进入到实际电站中性能便大打折扣,因此,很多标准往往只是纸面上的标准,导致发电企业按照规定配置了储能系统后却面临着难以验收的问题——没有现场检验标准和测试办法,只有涉网的标准相对完善,而电池储能电站的性能检测、调试运维等标准都有很大缺失。此外,还需要尽快统一电池行业和电力行业在安全标准、质量效率上的认识。”刘明义说。

在国外,对储能的使用有明确的细则,对于功率、容量等有详尽的规定,因此业主对于储能产品的选择是有据可循的,可以有针对性地进行配置测算。安全、成本、寿命和效率本应是对储能产品关注的重点,但在目前粗放式的体制机制下,储能电站的寿命和效率的提升未必会给业主带来多少显著收益,因此很难让业主真正体会到寿命与效率的重要性。“尤其是寿命是很难实际测试的,效率虽然可以测试,但储能系统效率损失在前期运行期间实际影响可能并不明显,只有运行多年之后才暴露出问题,而成本和安全是眼前就要解决的问题。”刘明义说,“所以华能正在制定自己的企业标准,我们根据新能源场站对储能电站的实际需求来制定可操作的标准,一些关键指标,如可用容量、放电深度、系统效率、电芯一致性等,都需要按标准进行现场检测。”

随着新型能源技术的不断发展,大量分布式电源、微电网、新型交互式用能设备的接入,改变了传统的潮流从电网到用户的单向流动模式,电网运行的复杂性、不确定性显著增加。传统电网形态正在逐渐消失,新型的电网需求正在增长。当前,仍有许多调节资源可替代储能,保障当下电力系统安全运行,但人类利用能源的方式不断走向清洁化是不可逆转的趋势,随着清洁化的深入发展和用电量的持续增长,当可再生能源规模发展到达现有的调节手段都不足以承载其并网需求时,储能的价值或许才能够真正地、全方位地被正视。目前,储能商业化应用处于导入期,“摸着石头过河”的方式让产业发展时常经历大起大落,在导入期暴露问题,尚且还有机会来修正、理顺,在发展中解决问题,这既包括外部的市场机制,也包括储能本身的技术、性能与成本等竞争力的进一步提升。唯有如此,才有可能在未来清洁化发展继续深入、储能真正成为系统中的必需品时,有条不紊地走上产业精细化发展之路。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年7期,作者系本刊记者

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