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青海储能先行示范区建设经验、启示与建议

作者:李红霞 等 来源:中能传媒研究院 发布时间:2022-08-12 浏览:

青海储能先行示范区建设经验、启示与建议

李红霞1  李楠1  闫晓卿2

(1.国网青海清洁能源发展研究院   2.国网能源研究院)

在“双碳”战略实施和新型电力系统建设的大背景下,新能源渗透率将持续提高,储能技术、市场和产业的培育具有重要意义。

十年来,青海新能源实现了跨越式发展,截至2021年底,全省新能源装机容量达到2630万千瓦,是全国首个新能源装机占比超过50%的省份。与此同时,一系列问题也随之而来,尤其是新能源高质量发展压力增加、电网安全稳定运行裕度下降等问题愈发凸显。

为应对上述问题,青海省自2015年起开始探索包含电化学储能、光热、抽水蓄能等多元技术路线的储能解决方案,并于2021年正式提出建设储能先行示范区。目前全省已建成投运电化学储能项目11个(共计37.6万千瓦/51.1万千瓦时)、光热电站4座(21万千瓦);1座抽水蓄能电站(240万千瓦)已开展前期工作并计划“十四五”开工建设;先后出台《青海省千亿元锂电产业发展规划》《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》《支持储能产业发展若干措施(试行)》《青海省国家储能发展先行示范区行动方案(2021-2023年)》等政策文件,从战略规划、产业发展、市场机制等方面进行了有益的探索;国网青海电力创新开展“区块链+共享储能”模式,截至今年2月已累计增发新能源电量1亿千瓦时,实现了新能源企业与储能企业互利共赢,为未来我国储能大规模发展提供了重要借鉴。

一、青海储能先行区建设经验与启示

一是储能技术发展需要系统性布局和培育。经过多年探索,青海结合“水+锂+新能源”的资源禀赋和绿色电力大规模外送的实际需求,初步建立了以水为主、新型储能为辅、协同发展的模式,并考虑后期与绿氢深度结合。大容量、大规模电力系统储能应用是近年来的新兴事物,目前,抽水蓄能建设要求高,电化学储能存在安全性低、寿命短等问题,氢储能大规模商业化利用仍需时日,整体技术路线尚不明朗,容易形成盲目跟风,造成投资浪费。面对不同应用场景,需要立足资源禀赋和电网结构,对不同技术路线组合优化,系统考量,形成低成本、高可靠性、高安全性的综合应用方案。

二是储能的功能定位亟待明确。按照主流划分模式,青海当前的储能应用主要以发电侧为主,即通过新能源容量配额方式形成“新能源+储能”的发展模式,以行政定价借助辅助服务市场回收成本。这种对储能项目“强制”的要求和“辅助”的定位一定程度上影响了投资主体对项目的预期,导致项目质量参差不齐,无法形成良性循环。因此,亟需通过功能认定、权责划分等方式确立储能在新型电力系统中的主体功能和电力市场中的主体身份,宣传引导社会各界充分认识储能的不可或缺性,助力政策的实施和市场作用的发挥。

三是储能运营机制仍待探索和丰富。青海省于2019年出台《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》(以下简称《规则》),规定储能参与电网调峰的价格为0.7元/千瓦时,由发电企业均摊;2020年底这一价格下调至0.5元/千瓦时。从实施效果上看,《规则》一定程度激发了市场活力,但后续动力不足。储能提供的电能量搬迁功能能够在保障电力供应(容量、电量)、提升电力系统安全水平(调频、调压、黑启动)、提高电能利用效率(减缓调峰电源和输配电投资)等方面发挥多元价值,随着能源绿色低碳转型,海上风电、荒漠大型风电光伏基地以及分布式新能源快速发展,电力系统对灵活性的需求越来越大,储能潜在应用场景将不断增加,需要以多元化的运营机制引导其发展。

四是储能产业标准体系亟待完善。从近几年储能项目的建设和运行情况看,储能电站涉及的设计、运输、安装、验收、投运等多个环节的标准不健全、不规范,电池设备质量参差不齐,调度部门反映“不敢调、调不动”,在安全校核时不仅无法将其作为系统可调用手段,某种程度上甚至还将其视作安全隐患。可见,储能产品检测认证、行政审批流程、并网验收标准的规范化,以及对其参与调度方式、被调度频次、充放电次数和放电深度等的科学核定,是确保储能产业具备生命力和可持续发展能力的基础。

二、对全国大规模发展储能的建议

一是统筹规划技术布局。立足各省清洁能源资源禀赋,建立以优势资源为主、多元技术为辅的协同配置原则,以实际需求为导向,促进储能技术多元化、多场景发展。根据资源分布大力推进抽水蓄能电站建设;按照不同时间尺度需求,推进高安全、低成本、高可靠、长寿命的新型储能技术研究,避免政策代替市场做技术路线选择;发挥风光富集优势,布局氢能新兴产业,随着电解水制氢技术水平的不断提高,未来可重点关注弃电制氢,布局甲醇、合成氨等绿色化工产业,把风光资源真正转化为产业优势,多路径推动能源转型和产业结构转型升级。

二是完善储能产业配套政策。从储能主体功能和独立地位视角出发,出台相关配套产业政策,支持储能投资,确保各阶段收益。储能系统成本偏高及收益偏低是制约当前储能大规模应用的主要因素。为此,建议:一是适当采用税收减免、产业补贴等激励机制促进储能发展。初期可通过给予电量补贴、投资补贴等激励措施提高经济性,远期可通过完善价格形成机制、调整峰谷价差浮动比例提高盈利水平。二是构建储能建设的全流程机制体系框架。基于储能发展的关键环节和研究策略梳理现有政策,参照同类型成熟行业发展全流程机制体系框架,分析现有配套政策的全面性,建立储能标准化管理模式。

三是健全储能市场机制。完善适应储能的市场价格机制,明确储能电站多元化收益模式,根据储能发展情况和技术路线制定合理的交易品种,体现“谁受益、谁付费”的原则。参照两部制电价政策,明确储能容量电价的实施方式;引入电价疏导机制,将储能电站建设成本疏导至工商业用户;通过调整分时峰谷电价差,引导电力用户借助储能削峰填谷;探索储能参与有偿调压、备用、黑启动等辅助服务的交易机制和运营规则,向储能发展提供多元场景和广阔前景。

四是规范储能标准体系建设。通过储能产业全流程标准化提升储能发展水平。以电网系统枢纽平台为基础,开展统一规划、统一建设、统一调度、统一运营的“四统一”储能建设模式,确保储能运行的公平及效率。在全面系统梳理储能行业标准化工作的基础上,加快从规划、设计、建设、验收、运维、调度六个维度推动储能技术标准体系建设,重点针对新型储能存在的安全风险,加快建立健全储能系统安全监测评估的标准体系,有效指导新建储能安全稳定并网运行。

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