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德国储能发展现状及对中国的借鉴意义

作者:中国储能网新闻中心 来源:未来智库官网 发布时间:2020-11-14 浏览:
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中国储能网讯:能源转型对于减少碳排放至关重要。2020年上半年,德国可再生能源占该国净发电量的比例已超过55%。因此,为解决和平衡可再生能源占比不断提高情 况下带来的电力波动性、间歇性这一问题,我们亟需创新的解决方案和商业 模式。近年来,德国储能市场十分活跃,尤其是在支持电力市场辅助服务和 家庭应用方面更是如此。

该研究报告聚焦于储能这一重要主题。报告描述了储能在德国所发挥的作用 以及支持其发展的政策框架,并提供了不同储能应用的具体案例。

1 执行摘要

过去几年,在可再生能源和储能技术成本降低的双重推 动下,储能行业发展相当迅速,尤其是得益于迅猛发展 的电动汽车电池技术。

储能是促进能源系统实现气候中性转型的重要驱动因 素,同时储能还可以与其他能够提升高比例可再生能源 电力系统灵活性的技术相结合,例如电网扩容、需求响 应和能源效率技术。

抽水蓄能系统和热储能系统与集中式太阳能电站相结 合,已显示出通过大容量储能提供灵活性的能力。通过 提供网络服务和优化输配电网,电池储能系统以及尚未 得到广泛应用的储能技术如压缩空气储能越来越多地显示出在提升灵活性方面所作出的贡献。电池储能不仅在 大规模应用中意义重大,在电表后端需求侧这一小规模 应用领域的作用同样不容忽视,其市场也在不断扩大。 储能系统在德国越来越普及,一方面是由于德国电价较 高;另一方面,光伏与储电相结合降低了自发自用的发 电成本,因此独立用户对储能相关的解决方案很感兴 趣。但是,这一发展趋势必须是有利于电网优化的,否 则就必然要求电网的大规模扩容。

在本报告第四章中,我们将选择15个储能系统的应用案 例(其中大部分是德国案例)进行详细分析。表1展示 了入选案例分属的类别:

本报告详细地探讨了三个商业案例:大规模储能对电网 频率调整的贡献、利用储能系统优化光伏电力自发自 用、储能参与电力现货市场。

储能在能源系统转型方面发挥着重要作用。然而,大规模储能容量并不一定是成功实现能源转型的先决条件。 在德国,良好的输电线路和与邻国的良好互联保证了足 够的容量用以平衡大部分间歇性可再生能源。虽然与未 来情景下的发电和输电相比,储能的能源总量很小,但 是储能可以缓解电网扩容的压力,使转型过程更加平稳和高效。在电网扩容面临公众接受度问题的地区,情况 尤其如此。在比德国小,且与邻国之间的互联线路不够 理想的国家,例如,岛国或处于外围的国家如葡萄牙, 储能的价值会进一步凸显。对于领土面积大的国家来 说,情况也是如此。在这些国家中,由于可再生电力必 须远距离输送,因此输电网络的成本更高。

当前,针对灵活性利用的监管框架非常复杂多样。相关 规定并非始终一致,而且分散在各种法律法规当中。因 此,监管框架和电网使用费用机制的改进必不可少,从 而鼓励灵活性利用,以便电网受益。

但是储能系统的价格仍然高于其他灵活性方案。因此, 降低成本是提高储能系统经济效益的最重要前提。除了 研发以外,标准化对于提高储能系统经济效益也非常重 要。标准化是批量生产的先决条件,并有助于加快技术 知识传播和创新。除了经济效益外,安全性在电池等储 能系统中也发挥着重要作用。标准化可以为产品安全性 提高做出重要贡献。标准化还涉及其他方面(例如安 装、验收、并网、处置),这些方面也与储能技术的发 展有关。从国际上来看,标准化可以避免在贸易中出现 技术壁垒,从而降低市场准入门槛。

2 简介:德国储能发展

在中国,可再生能源的快速发展增加了传统电厂和整个 电力系统对灵活性的需求。弃风弃光仍一直是中国面临 的一个挑战,虽然近年弃风弃光问题有所改善,但是中 国电力部门仍需更多的灵活性。2016年中国全年弃风率 高达17%[1][2],甘肃等省份全年弃风率甚至高达40%。 在采取了一系列措施后,到2019年,年弃风率和弃光率 分别降至4%和2%。当前,提高电力灵活性的措施主要是 针对火电厂。但在消费侧和输电侧,在引入平衡电力市 场试点和计划引入针对需求响应措施的经济激励措施方 面,灵活性潜力也变得越来越重要。尤其重要的是,设 计针对灵活性的经济激励机制,即通过电力市场和交 易所、平衡电力市场或通过网络运营商的干预(例如再 调度、网络阻塞/并网管理),来改善灵活性的相应机 制。

储能系统在中国也发挥着重要作用。截至2018年底,中 国的抽水蓄能电站已达约30吉瓦,电化学储能(电池储 能)达到1吉瓦。中国政府计划推进电池储能设施扩大 规模,以进一步推动可再生能源并网。然而,除了初始 投资高或资本成本高以及技术难度大(生命周期、安全 要求)以外,价格、市场以及针对储能利用的支持机制 方面在未来发展中仍然面临挑战。

2.1 电力部门的灵活性需求不断增长

可再生能源在能源系统中的占比提高使每小时发电模式 发生变化。如果发电依靠风能和太阳辐射,则会导致 发电过程中的波动性增加,而波动必须加以平衡。灵活 性的定义如下:“电力系统旨在确保发电和用电在时间 和空间上时刻保持平衡。电力系统的灵活性代表了电力 系统能够在多大程度上根据需求调整发电和用电,从而 以具有成本效益的方式保持系统稳定。灵活性是指电力 系统在面临供需急剧波动的情况下,保持持续供电的能 力。”[3]

通常情况下,可再生能源的比例不断提高,每小时发电 量变化会增加。但是,波动幅度和对灵活性的需求取决 于可再生能源类型以及不同可再生能源技术的组合。光 伏电站非常适合太阳能辐射充足的地区,并且光伏并网 具有日波动和季节性波动特征。风电并网量与风速呈高 度相关关系,在各种可再生能源类型当中,风电每小时 并网曲线是最不规律的。因此,风电场和光伏电站的并 网量很难预测,所以电力系统中发电计划在很大程度上 取决于并网量预测,而并网量预测应尽可能做到精确无 误。但是,即使预测水平有所提高,仍然需要灵活性技 术,以便快速增加或减少发电量或用电需求。然而,也 有一些非波动性可再生能源。在世界范围内,水电是一 种非常普遍的可再生能源,发电出力几乎恒定。不过, 在一些夏季气候干燥的国家,水电的季节性波动比风电 大(葡萄牙风电相当稳定,但水电在夏季波动很大)。 生物质能可控性很好,如今在欧洲和北美得到广泛使 用,地热和太阳能热电厂与储能相结合也可以保证电力 供应恒定,不同技术的组合使用会决定最终的发电模 式,并决定在平衡波动时采用何种技术或概念。图1 显 示了2020年7月德国每小时的发电量,从中可以清楚地 看到陆上风电和光伏的波动性。在德国的能源结构中, 可再生能源占比达到43%(图2);到2030年,预计这一 比例将超过65%,到2050年,电力系统基本全部使用可 Figure 1 再生能源。

除了供电方面的波动外,每小时用电需求也有所变化。 因此,不仅电力供应需要预测,电力需求也必须预测, 供需必须得到平衡。未来随着电动汽车或热泵等新技术逐步取代化石燃料技术,预计电力需求将增加。同时, 能效的提升也将显著减少电力需求。因此,一个地区的 年电力需求和每小时需求模式也会发生变化。

2.2 提升电力市场灵活性的方案

提升能源系统的灵活性有多种方案。表2列出了这些方 案,并简要说明了方案目标。显然能够满足灵活性需求 的方案不止一种。大多数情况下,不同能源系统会有不 同需求,因此,平衡供需需要综合运用多种方案。储能 是众多方案中的重要一类,其中包括部门耦合方案。 一些应用情景需要快速响应,因此需要响应时间短的 技术。然而在其他情况下,则需要保证灵活性提供的 持续时间,因此这些灵活性方案必须具有运行时间长、 效率高的特点。在图3中,灵活性方案按典型运行时间 排列。此外,调度方向已给定。正向调度指需求超过供 应,因此必须减少需求或增加供应,以维持系统平衡。 反向调度指供大于求,因此必须减少发电量或增加可控 负荷的需求。

此外,还有一些非技术因素可以改善灵活性,例如提高 预测能力或改进非歧视性市场设计(表3)。例如,市 场设计在建立合适的框架条件中发挥着重要的作用,在 这些框架条件下可以广泛采用灵活性方案。监管框架应 为非歧视性能源市场准入提供便利,并确保投资安全。

因此,可再生能源的推广必须与支持使用灵活性方案的 市场设计一起进行。市场设计方案不仅可以影响对灵活 技术的投资,而且可以促进国际贸易,从而改善整个系 统的灵活性(参见[3])。

由于大市场区域具有不同的地质和大气条件,因此,在 大市场区域内,可再生能源并网波动可以得到更好的平 衡,邻国(或相邻省份)的密切合作在提供灵活性方面 发挥着重要作用。邻国之间的能源政策协调一致,可以 给双方带来好处,因为这样可以确保彼此提供的灵活性 相互支持,从而提高供电安全性和系统稳定性。但是, 在政策层面开展合作的同时,必须确保实际电网容量和互联线路步伐一致。然而,初步经验表明,延长电网线 路、发展电厂和可再生能源很少或完全不被当地公众 接受,德国的某些地区就是如此。因此,企业和政界人 士都有义务在早期阶段使公民参与到有关能源转型的交 流讨论中。在这一过程中不仅要向居民和广大公众提供 信息,还应使公民参与实施过程,并认真考虑他们的意 见。

3 德国和全球储能系统/技术的现状

在简要介绍了储能系统(重点是储电)的典型应用领域和技术特点之后,本章将概述全球和欧洲储能系统的现状和发 展趋势。最后一节将聚焦德国的具体情况。

3.1 储能系统的典型应用领域和技术特点

本节仅简要概述储能系统。更多详细信息,请参见参考 文献[6]至[14]。储能系统的区别如下(参见图4):

• 放电时间:

- 短时间(几秒/分/小时)

- 长时间(几天或几周)

• 应用范围:

- 电能质量和不间断电源

- 输配电网支持和负荷转移

- 大容量电力系统管理

• 储能技术:特别是:

- 抽水蓄能系统

- 电化学储能系统(尤其是电池储能系统)

- 抽水蓄能系统以外的机械储能系统(尤其是压缩 空气储能、飞轮等)

- 化学储能(特别是电制氢,电转合成燃料/化学 物,一般是电转X)

关于典型储电应用领域更详细的分类,请参见图5[8] 。附件A.1中也使用此分类,对所选案例研究进行区分。

参考文献[8]也展示了有关储电系统成本的详细介 绍。这些储能系统发展迅速,最突出的是基于锂离 子电池的电池储能系统(图6)。到2030年,电池储能成本与2018年相比平均可以减少一半,甚至可 减少至原来的三分之一([12])。

3.2 储能系统的现状与发展趋势

全球情况

图7展示了截至2019年2月各地区和国家的兆瓦级储电项 目概况(包括在运项目和计划建设项目)。其中,美国领先,其次是欧盟各国(尤其是英国、德国)、澳大利 亚、日本、中国和韩国)。

根据国际能源署储能追踪报告[11],2019年以来,储能 系统(不包括抽水蓄能系统)的实际建设量自2019年以 来首次下降(图表8)。值得注意的是,韩国市场受到 技术问题的影响,储能系统建设与安全法规(电池起 火)相冲突。根据国际能源署报告[11],2020年的新冠 疫情危机很可能加剧这些影响,因为电池生产包括从电 池、组件到包装和安装在内的供应链特别复杂。

图9显示了锂离子电池在储电中的主要作用,其次是热 储能,特别是集中式太阳能电站+熔融盐储能有所增 加。

处理风电和太阳能发电造成的电力过剩是利益相关方安 装储电设施的主要原因(图10),但是电网调频和其他 系统服务也是建设储电设施的原因。

美国能源部全球储能数据库(DOE Global Energy Storage Database) [9] 给出了全球各项目的详细的数 据。

欧洲情况

图13对近期欧洲范围内的储能系统进行了概述,并建立 了欧洲储能设施详细信息数据库。其中显示,欧盟的大 部分储能(占现有功率的90%以上)属于抽水蓄能(图 11中的浅蓝色部分),具有容量大和功率大的特点。机械储能达8万兆瓦,其中近5万兆瓦处于在运状态,其余 处于规划或建设阶段。此外,还包括约1500兆瓦的非常 规储能方案,例如压缩空气储能。电化学储能规模累 计达8000兆瓦,其中约1200兆瓦处于在运状态,处于规 划/建设阶段的电化学储能为6000兆瓦(图12)。已取 消700兆瓦,未在图中列出。在在运电化学储能系统方 面,英国和德国处于领先地位;在规划储能容量方面, 爱尔兰和西班牙颇为突出。该分析及图14还表明,表后 储能在进一步增长(图8和图13)。

2020年3月发布的《欧洲储能市场监测报告(4.0版)》 (EMMES4.0)[14]指出,就欧洲整体而言(类似于全球 总体情况),2019年储能市场发展有所放缓,但预计会 有进一步发展(需要妥善地应对最近爆发的新冠疫情危 机)。根据《欧洲储能市场监测报告(4.0版)》,大 规模储能的主要回报形式是向电网运营商提供调频服务 和其他辅助服务,而不是大量储电和放电。由于此前发 展最快的国家(例如英国和德国等)的调频备用市场趋 于饱和,电池系统直接接入电网,表前部分发展放缓。 这些市场当中的价格已从2015年的16欧元/兆瓦时降至 2019年的6欧元/兆瓦时,这说明市场出现放缓。本报告 给出了英国电池商业应用的新案例,从调频到批发,从 平衡机制到日间交易和日内交易。

德国

在德国,电网级电池和家用电池正在迅速发展,后者的 甚至发展更快(图14)。请注意:2019年和2020年的数 字是预测值,并不反映最新的发展情况。大型电池发展 的主要驱动力是因为它们有益于一次备用市场(见4.3 节例子)。由于一次备用市场价格下跌(使得这些市场 暂时对于投资者的吸引力下降),“表前”应用目前有 所放缓。

表后项目,特别是工商业部门的表后项目正在迅速发 展。这一趋势在德国和英国两大大型储能市场表现最为 明显,这两个市场都存在调频市场饱和的现象。不仅仅 中小型企业出现这一趋势,更为重要的是,容量为1兆 瓦时到几兆瓦时的大型工业储能设施也呈现这一趋势。 与电网储能设施相比,表后项目的运营商在选择商业模式时具有更大的灵活性。这里的重点是提供削峰服务, 从而为用户节省接入电网的成本和网络费用。对于那些 需要额外应急电力服务且对电力质量要求高的公司来 说,其意义更加明显,因为在此基础上可以增加其他应 用,从而提高盈利能力。必要时,还可以提供其他网络 服务,例如与整合商一起,将规模较小的储能设施捆绑 在一起,提供网络服务。

总之,电网级电池和家用电池都在快速发展。与家用电 池相比,电网级电池的发展放缓的两个主要原因是,一 方面,如上所述,一次备用市场的价格下跌,这降低了 商业案例的吸引力;另一方面,自发自用和购电之间价 格差很大,导致自发自用替代购电的成本很高,且反送 入电网的电力的价格仅为从电网购电价格的十分之一( 请参阅第4.3节,家用电池的商业案例)。

4 储能系统应用案例

4.1 储能案例的选择

在本节中,我们将详细分析15个储能系统的应用案例, 其中主要是德国案例。案例的选择与分布如图4。这些 案例大致涉及三大类,主要覆盖目前市场上十分活跃的 技术:

• 机械储能(重点关注占主导地位的抽水蓄能)。

• 电化学储能(大规模和小规模储能方案,以及电 动汽车向电网提供服务的方案)。

• 化学储能,专注于基于氢气(电制氢)和合成气 体的即将到来的创新性储能方案。

4.2 15个案例的应用、技术和经济特征

下表给出了15个储能案例的基本情况。本节描述的入选储能技术突出其技术和经济性特征及其应用,图10[8]给出了 这些技术所属的类别。有关这些案例的详细信息,请参见文末附件。

4.3 德国储电利用的商业模式和市场模式

当前储能(特别是电池储能)的应用领域包括提供多种服务,但是重点集中在向电网提供辅助服务以及增加太阳能光 伏的自发自用(特别是与电动交通领域的部门耦合)。本节将介绍这两个领域的储能商业案例。

这些领域当中存在大量活跃的参与者,包括电池储能系 统供应商。此外,公用事业公司、汽车制造商和能源密 集型产业在德国市场上都很活跃,他们利用大型电池储 能系统或回收电池或电动汽车备用电池作为控制能源市 场的一次备用。

比如,Sonnen公司通过了利用小型电池提供一次备用容 量的资格预审[15]。该公司的虚拟电厂包含数千个独立 的储能系统,这些系统遍布全国,每个系统都可以用来 为单个家庭提供用能管理。Sonnen公司的虚拟电厂在欧 洲拥有约3万个电池系统,每个系统容量在5到15千瓦 时之间。整个电网的容量高达300兆瓦时,能为12万家 庭供电大约一小时。此外,当电网出现波动时,这些电 池能够独立地连接成一个大型虚拟电池。每个电池都有 不同的充电状态,大量电池整合在一起,整合后的容量 从1兆瓦起不等,提供给能源市场。如果电网频率偏离 50hz,储能系统能够按需在几秒钟内自动向电网供电或从电网充电。目前,作为一次平衡电源的主要是大量排 放二氧化碳的电厂;这些联网的家庭储能系统正在加快 德国从电网中剥离这些电厂的步伐。小型储能系统的业 主可获得一项特别指定的电价:作为提供储存容量的回 报,他们可获得一定数量的免费电力。因此,对于电池 业主来说,使用可再生能源更具经济效益。这些方案也 已在邻近的欧洲国家付诸实施。

市场参与者已经开发或参与了分布式电池储能系统的更 多应用情景,包括分布式电池储能提供再调度服务、利 用电池储能系统优化批发电力市场上的购电。除了这些 应用外,目前还有其他已公布的许多其他商业模式,这 得益于数字化和人工智能的进步。这些案例包括客户对 客户交易,即生产者和消费者直接进行电力交易或者借 助储能设施进行电力交易。基于平台的方案也经常被讨 论,即储能设施可以作为一种灵活性资源供应,以促进 区域阻塞管理或区域市场营销。

提供一次备用的商业案例

过去几年中,德国已有50多个用于调频的大型电池项目 落地实施(图15 )。

在一次备用市场中使用储电的主要动力是:一次备用的 容量价格高。2018年德国季度支付的一次备用容量价格 达每季度35000欧元/兆瓦(每年14000欧元/兆瓦),但在2020年降至每季度不到15000欧元/兆瓦(每年60000 欧元/兆瓦)(图15 )。

15兆瓦/20兆瓦时大型电池的成本估算在400至600欧元/ 千瓦时之间,整个系统的总投资为800万至1200万欧元 (大约每兆瓦约60万欧元,请参阅表6)。按照当前的 投资水平,年度总成本(包括保养成本和资本成本)将达到55000欧元,如果可以降低电池成本,到2035年, 成本将有所下降。根据2019年调频备用的收益(每年 每兆瓦约66000欧元),投资这种电池系统是有利可图 的。

自发自用光伏商业案例

通过部署电池系统优化光伏自发自用的一大动因是,相 比于从电网购电而言,用户用电成本可以降低。2019年居民终端用户一般购电价格为30欧分/千瓦时,其中也 包括高比例的税费(见图17)。

部署家用电池系统可以提高屋顶光伏设备的自发自用水 平,从而减少从电网当中的购电量。近年来,随着德国 固定上网电价大幅下降,自发自用的吸引力越来越大。特别是拥有电动汽车(EV)的家庭,可以通过部署电池 系统来增加自发自用的比例(请参阅表7)。

在电池系统成本大幅下降至不到700欧元/千瓦时的背景 下,到2021年,与未部署电池的系统相比,部署电池系 统的总用电成本较低。一个电力需求4000千瓦时的普通 家庭,加上一辆电动汽车3280千瓦时的额外用电需求, 每年需要支付2375欧元的电费(见表8)。对于这样的 家庭来说,安装5千瓦的光伏系统是有利可图的,因为与从电网购电相比,自发自用的用电成本更低,每年的 电费将减少到2030欧元。自用剩余的3100千瓦时的电力 以3美分/千瓦时的低价送入电网。使用电池储能增加自 发自用的比例,每年可将居民家庭电费减少到2012欧 元。

现货市场参与的商业案例

长期以来,蓄水电站长期以来一直是德国电力系统的一 部分,它们利用批发市场上的价差获利。同样的商业模 式对于电池系统也适用,但这种商业模式过去未曾实际应用,因为电池储能的投资要比其他方案高得多,且现 货市场的价差也有所降低(图18)。

德国储能发展现状及对中国的借鉴意义

未来价差的发展取决于几个因素,例如燃料价格和二氧 化碳价格、可用发电容量和电网容量的变化。在某些时 段化石能源机组仍作为边际发电机组并决定价格,且在 二氧化碳价格较高的情况下,预计价差可以达到最高 值。同样,在容量不足且需求弹性非常低的情况下,可 能会出现高价差。

考虑到未来电池成本,此商业案例的经济性将有所提 高,但是只有在电池寿命进一步延长或价差进一步增 加时,这一商业模式才会有利可图。以现货市场运行1 兆瓦/1兆瓦时电池储能为例,2019年的收入为9125欧 元,但每年的成本为84000欧元。随着未来电池成本的 降低,总成本每年可降至41000欧元,但仍无法盈利( 表9)。

5 储能在德国能源转型中发挥的作用以及德国的储能支持政策

本章简要介绍德国当前的储能支持政策和措施,进一步分析储能设施对德国联邦网络管理局所发挥的重要作用和意 义,并指出在当前复杂多样的监管框架内提升电力灵活性所面临的市场挑战。

德国储能资助项目

德国联邦政府的“储能资助倡议”为开发储能系统提供 资金。自2012年以来,该倡议已向约250个项目提供了 约两亿欧元的资助。这项倡议资助的项目包括家用电池 和兆瓦级储能系统。此外,也包括可再生能源电力电解 制氢的长期储能项目。这项资助倡议的重点涵盖风电制 氢系统、配电网中的电池应用和储热系统等。即使在资 助倡议结束后,“联邦政府能源研究项目”也将继续对 这些项目进行资助。将来会有更多资金投入到以可再生 能源为主的供电系统中储能系统的使用优化研究中。

具有战略性重要意义的资助领域包括:

• 储电(电池、压缩空气储能、虚拟储能、冷凝器、 飞轮以及抽水蓄能)

• 材料储能(将任意量的电能转换为氢气和甲烷、地 质储能、高效释放存储材料中的电能)

• 储热(针对太阳能光热电站的材料和设计原则以及 概念,供应楼宇使用或者输入供热管网)

综合领域(分布式储能设施的管理、制造工艺、系 统分析和储能设施的公众接受度)

分布式储能系统可从德国复兴信贷银行获得补贴。自 2013年初以来,太阳能储能系统项目就可通过德国复兴 信贷银行的贴息贷款进行融资。德国复兴信贷银行为此 提供低息贷款和还款补贴。德国复兴信贷银行这一推广 项目“可再生能源储罐”项目已于2018年12月31日结束 [18],但是,联邦各州和城市层面仍然对购买光伏储能 设备提供支持[18]。

电池对电动出行项目具有重要的战略意义。此外,固定 式储能系统也将受益于这一发展趋势:2017年10月,欧 盟委员会与成员国和相关行业企业企业一起,共同创立 了欧洲电池联盟。其目的是以可持续的电池单元为核 心,在欧洲创造一条具有竞争力、可持续的创新性价值 链。根据预测,从2025年起,电池市场的价值每年能达 到2500亿欧元。据保守估计,仅欧盟就需要在欧洲设立 至少20家“千兆级工厂”(大型电池制造厂)。各方必 须共同努力,尽快为该领域吸引足够的投资。

德国储能的监管框架

虽然直接补贴对市场的早期培育有益,但对于储能基于 商业模式的市场化来说,比补贴更重要的是监管框架。 德国能源署在其一项电网灵活性研究[19]中对此进行了 详细分析。这项研究关注的是怎样通过几种应用情景的 结合(实现多用途),使灵活性技术的使用得到优化。 此处的优化不仅指商业价值优化,同时也意味着电网服 务的优化。该研究从运营商的角度给出了三种应用情 景:用户相关的应用情景、以市场为导向的应用情景和 以网络服务为导向的应用情景。

该研究选取了六个案例:探讨监管框架优化对提高运营 商经济效益的贡献程度,以及对电网运营优化的帮助作 用。这些具有示范性意义的案例和其体现的多用途特 点,结合监管优化,向电厂运营商和电网运营商展示通 过哪些方式提高其商业价值:

• 案例1:低压电网中的电动出行领域产消者主要利 用电动汽车通勤。在多用途案例中,车用电池储电 还用于电力现货市场交易,以平衡电力供需,为电 网提供服务。

• 案例2:低压电网中产消者相互连接成智能社区, 合作利用社区储能设施(电池),尽可能减少外部 购电。在多用途模式下,储能设施还用于电力现货 市场交易,以平衡电力供需,为和电网提供服务。

• 案例3:低压电网中的渐进式自我优化系统,由光 伏系统和热泵组成,通过电池储能尽可能减少外部 电力输入。在多用途模式下,储能设施还可参与电 力现货市场交易,以平衡电力供需,保证电网中电 力供应不中断。

• 案例4:高压电网市场当中的系统运营商利用电制 热系统,销售热力和燃料(部门耦合概念)。在 多用途模式下,电热转换站还参与电力现货市场交 易,平衡电力供需,为电网提供服务。

• 案例5:中压电网中的配电网运营商建设并利用储 能设施,减少电网扩容需求。在多用途模式下, 储能设施还用于电力现货市场交易,以平衡电力供 需,为电网提供服务。

• 案例6:中压电网中的系统运营商在光伏电站现场 运营储能设施,提供平衡电力。在多用途模式下, 储能设施还用于电力现货市场交易,服务电网。

储能系统法规的最新完善消除了非歧视性市场参与方面 存在的障碍。法规调整后,储能设备与其他发电机组具 有相同地位,因此,当他们使用电网电力时无需支付电 网使用费。此外,还应进一步修改法规,以允许电网运 营商使用储能设施,优化电网运营并降低电网扩容成 本。

法律和法规要求的调整可以使灵活性从经济性角度得到 优化利用。当前,关于灵活性使用的监管框架非常复杂 多样[20]。相关规定不完全统一,且分散于诸多现有法 律法规当中,例如,《德国能源经济法案》、《可再生 能源法》、《热电联产法案》以及《电网费用条例》。

一方面,显然当前的监管框架没有提供适当的激励措施 和机会,让灵活的电网用户使用电网时既满足需求又与 电网兼容。另一方面,电网运营商缺乏足够精确的手段 来激发或使用灵活性。

因此,必须进一步完善电网收费制度,以激励电力灵 活运用,为电网服务。电网收费的主要任务是在电网 用户之间分摊网络费用,做到既公平,又考虑到每个 用户的贡献。当前,电网成本当中的刚性价格部分并未 考虑电网现状(白天的阻塞问题)以及与电网相关的灵 活性使用。调整电网收费并在电网收费系统中引入动态 变化元素(费用随时间变化/随负荷变化)有助于提升 灵活性,从而优化电网现状。应该建立一个灵活性产品 市场。电网运营商提供的灵活性产品和由此所获得的经 济回报可以鼓励电厂运营商利用其灵活性,优化电网运 行。由此,电厂运营商就可以增加电网购电和或向电网 馈电,这和他们仅仅根据市场行情做出的决定可能不 同。进一步开发电网收费系统可以消除不必要的管控效 果,从而可以鼓励电力的灵活应用。税收、费用分摊和 征收抑制灵活性使用,并阻碍如电转热等技术的商业 化利用。所谓的政府指导价(SIP)通常按每千瓦时收 取,而且不是动态变化的,即其中不包含任何随时间或 负荷变化的价格要素。因此,调整税费分摊体系,使其 具有可用性,为激励与电网相关的多种用途提供了进一 步的起点。总体而言,通过如结合政府指导价,降低税 费复杂度是可取的。这有助于改善各种政府指导价带来 的累积效应这一复杂问题,同时,也有助于政策制定者 衡量能源政策调控效果是否符合预期。

6 德国的储电规范(略)

储能系统的价格仍然高于其他电力灵活性方案。因此, 降低成本是提高储能系统经济效益的最重要前提。除了 研发之外,标准化对于达成这一目的也非常重要。标准 化为批量生产创造了先决条件,并有助于加快技术知识 和创新成果的传播。因此,标准化是大幅降低成本的关 键。

除经济效益外,安全性在电池等储能系统中也发挥着重 要作用。在这方面,标准化可以为提高产品安全性做出 重要贡献。在国际上,标准化有助于避免技术性贸易壁 垒,从而降低市场准入门槛。这有助于德国公司进入世 界市场,并帮助他们获得竞争优势。例如,2019年,大 型储能系统的消防安全问题给韩国大型电池市场造成了 冲击。

在储能系统的各个细分领域当中,已经有大量规范存 在。2016年3月15日至16日,负责德国所有标准化事务 的德国标准化研究所、德国标准协会(DIN)和德国电 气电子和信息技术协会(VDE)联合成立的德国DIN和 VDE电气,电子和信息技术委员会(DKE)、德国工程师 协会(VDI)以及德国燃气和水协会(DVGW)的代表一 起提出了《德国储能标准化路线图》[21]。《路线图》是由上述几家机构以及行业专家和科学家合作制定,并 确定了以下五个技术领域的相关规范和标准:

• 电化学储能设备(例如电池)

• 化学储能(例如,电转气)

• 机械储能

• 储热

• 电储能设备

《标准化路线图》旨在确定需要进一步发展且具有战略 意义的领域。因此,《标准化路线图》是储能领域未来 的工作计划。这是帮助德国在欧洲确立自身地位的重要 前提。该路线图可为规则制定者评估未来项目提供指 南,也可供能源行业和公共部门使用,促进储能技术的 进一步发展。

在相关专家和公众的参与下,《标准化路 线图》正在不断发展。 此处简要概述与本报告最相关的五个技术领域中前三个 所面临的主要问题。

7 从中国的电力市场框架和政策背景看德国电力储能

持续推动储能产业发展,有助于中国构建“清洁低碳、 安全高效”的现代能源体系、加快实现绿色能源转型。 纵观中国储能行业,除抽水蓄能发展历史较长、技术较 为成熟外,电化学储能等新型电储能产业经过初期研发 示范阶段,初步具备了规模化商业化应用的基础;但 是,其发展应用路径还缺乏战略顶层设计,规模布局缺 乏统筹科学规划,商业模式、市场机制、政策体系和产 业服务体系尚不完善。考虑新型电储能行业仍处于发展 初期,囿于成本、市场机制等多方面因素,短时间内尚 不具备在各领域、各地区全面铺开、大规模应用的条 件,但在一些需求突出、实施条件较好的地区,可因地 制宜,结合新能源消纳、电力供应保障等实际情况,开 展示范建设工作,推动新型电储能在电力系统源、网、 荷各侧共同发力,探索创新开发模式、商业模式、运行 模式,及时形成可复制可推广的经验。

借鉴国际储能行业发展有益经验,并结合我国储能产业 发展实际,提出以下政策和机制相关建议:

加强国家规划对于储能行业发展的科学引领作用。当 前,除抽水蓄能外,新型电储能发展尚未纳入国家规划 体系,行业发展缺乏顶层设计指导。应积极探索推动将 储能纳入国家“十四五”相关规划和能源领域中长期发 展战略的可能性,明确储能行业发展目标、重点任务及 实施路径,科学指导储能产业健康有序发展。

发挥标准体系建设对储能行业发展的规范带动作用。在 全面、系统梳理储能行业标准化工作的基础上,统筹研 究,做好储能标准体系建设的顶层设计,特别是针对当 前存在主要问题,强化薄弱环节,加快从规划、设计、 验收、运维、调度五个维度推动储能技术标准体系建 设,有效指导当前储能项目建设运行工作,同时注重提 高标准化工作的科学性、系统性和效率,充分发挥标准 化工作对于储能行业健康发展的保障促进作用。重点针 对新型电储能存在的安全风险,加快建立健全储能设施 的安全监测评估的标准体系,通过设备试验、定时检 测、在线监测等手段强化储能项目建设运行的全过程安 全监测评估,有效排查控制储能设备在生产、运输、建 设、运维等各个环节的安全风险水平,切实降低储能电 站发生危险或安全事故的可能性。

以市场化手段引导储能实现多重经济收益。Hornsdale 储能电站等一系列国际案例表明,确保新型电储能参与 各类市场、提供多种服务并实现多重市场收益的叠加, 是提升新型电储能项目经济效益的关键。随着我国电力 体制改革持续深化、电力市场建设加快推进,宜超前谋 划、统筹推进各类电力市场建设。一是在保障电力系统 安全和市场平稳有效运行的前提下,推动各类市场尽早 向储能开放市场准入,在市场开放顺序方面,建议近期 鼓励储能参与辅助服务市场,中远期将储能纳入电力现 货市场,同时探索建立容量补偿机制或容量市场,有利 于储能获取稳定收益。二是统筹协调、促进不同市场间 的联通和市场规则机制间的衔接,避免出现交割环节资 源调用冲突等情况。推动新型电储能基于自身特点、系 统需求变化和市场价格波动,在不同市场间自主决策、 自由转换、自行交易,实现经济收益最大化。

加快建立电力现货市场以提升储能电量时空价值。储能 的价值主要体现在部分时段提供稀缺性的电力电量资 源。由于可再生能源的间歇性、随机性和波动性,导致 稀缺性出现时段是不规律的,现有的固定时段峰谷电价 等机制不能充分发挥储能的价值。需要加快建立健全电 力现货市场并形成分时、分位置的价格信号,引导储能 改进生产运行策略、优化资源时空配置,通过销售稀缺 性、高价值的电能资源实现经济收益提升,充分体现储 能对于扩大可再生能源消纳、促进可再生能源发展的效 益。

健全完善储能参与电力辅助服务市场机制。建立完善的 电力现货市场前,应鼓励新型电储能积极参与辅助服务 市场获得经济补偿。推动各地辅助服务市场赋予储能市 场主体资格,促进储能参与辅助服务市场并提供调频、 备用等各类服务,鼓励新型电储能优先调用;同时,建 立“按效果付费”的补偿机制,纳入响应速度、调节精 度等质量因素,合理确定储能参与辅助服务补偿价格水 平、科学反映储能作为优质灵活调节资源的真实价值。

(报告来源:中德能源与能效合作伙伴、德国国际合作机构)

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