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储能产业有望走出“寒冬”

作者:樊桐杰 来源:中国能源报 发布时间:2020-03-18 浏览:
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中国储能网讯:在未来高比例可再生能源接入的情景下,储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。要以市场化机制引导储能产业健康发展,实施合乎新时代要求的储能产业政策。

寒冬过后,储能市场迎来多项利好:《关于加强储能标准化工作的实施方案》(简称《方案》)、《储能技术专业学科发展行动计划(2020—2024年)》(简称《行动计划》)相继发布;国网加码综合能源服务,探索储能发展新路径和模式;江苏、河南、浙江等多地出台发展方案,支持储能发展……

2020年是“十三五”的收官之年。面对新形势、新变化,储能产业能否触底上扬,获得新一轮发展机遇?

“《方案》《行动计划》的实施表明了国家大力发展储能产业的决心”

“储能技术在促进能源生产消费、开放共享、灵活交易、协同发展,推动能源革命和能源新业态发展方面发挥着至关重要的作用。”2月,教育部、国家发改委、国家能源局联合发布的《储能技术专业学科发展行动计划(2020—2024年)》给予储能这样的定位。

《行动计划》指出,要加快培养储能领域“高精尖缺”人才,增强产业关键核心技术攻关和自主创新能力,以产教融合发展推动储能产业高质量发展。记者了解到,目前,西安交通大学已获得教育部批准,增设储能科学与工程专业。

在此之前,1月,国家能源局会同应急管理部、国家市场监督管理总局共同发布了《关于加强储能标准化工作的实施方案》,提出我国储能标准化建设的目标,并就重点任务和保障机制作了工作安排。

“以上两项措施的及时出台,将有力推动完善储能标准体系建设,加快建立发展储能技术学科专业,从组织实施、扶持政策、人才保障、国际合作和发展环境等方面满足产业发展需求。” 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示,这些措施的实施,表明了国家大力发展储能产业的决心,将有效引导社会各界打消对储能产业发展的诸多疑虑,提升社会接受度,最终形成利于储能产业发展的良好社会环境。

“电网侧储能将朝稳中向好的局面持续推进”

2019年底,国家电网曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》,指出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设;不再安排抽水蓄能新开工项目”。

如今,情况正悄然生变。2月18日,国家电网山西垣曲抽水蓄能电站开工,装机容量120万千瓦,工程总投资79.6亿元,计划2028年全部投产。与此同时,山东、河南、山西、福建等地均将抽水蓄能列入2020年重点项目。

抽水蓄能迎来发展曙光,电网侧储能会否重启的议论也随之而来。对此,刘勇表示,抽水蓄能具有建设容量大、调节能力强、运行性能稳定、使用寿命长等特点,但建设周期长达 7-8 年,环评要求高、运维成本高;而电化学储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点,但安全性有待提升,成本较高,两者具有优势互补性,需要统筹协调。

事实上,今年出台的部分政策已释放出发展电网侧储能的积极信号。2月3日,国家电网印发2020年改革攻坚重点工作安排,强调要落实储能等新业务实施方案;2月13日,国家电网公司党组书记、董事长毛伟明调研时强调,要积极研究探索储能发展路径和模式,结合特高压建设和新能源消纳需求,形成一套成熟的技术和商业模式,未来实现储能与电网的平衡发展;浙江省发改委、能源局印发的《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》中明确提出,2020年前适时启动电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点;江西省印发的《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020—2023年)》指出,要开展综合性储能技术应用示范。

刘勇认为,在一系列国家层面和地方政府政策的支持下,电网侧储能将朝着稳中向好的局面持续推进。他认为,随着储能技术经济性不断提升,在未来的电网规划中,对于调峰、调频等可以通过参与市场方式获利的电网侧储能,可考虑由第三方机构投资,收益方式和水平由市场需求决定;用户侧储能属于用户内部资产,无法计入电网有效资产,电网主业不应参与投资建设,第三方单位可以根据需要和市场空间自行建设,但要积极引导用户侧储能参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善,优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设,发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。

“以市场化机制引导储能产业健康发展”

在经历了2018年的爆发式增长后,2019年,储能市场进入减速调整期。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示,截至2019年底,我国储能项目累计装机规模32.3GW,其中,电化学储能装机规模1576.1MW,占比4.9%。

根据《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》, “十三五”期间,储能要由研发示范向商业化初期过渡;“十四五”期间,实现商业化初期向规模化发展转变。

储能要大规模发展和应用,离不开成熟的电力市场。刘勇表示,目前,我国电力市场改革尚处于过渡期,各省电力现货市场和调频辅助服务市场正在推进建设,容量市场有待打开建设新局面。

据了解,全国各地已有10多个地区和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场,并允许其以独立主体身份参与市场。江苏、上海、河南、山东等地还启动了电力需求响应市场,进一步探索储能项目建设的收益模式。

刘勇认为,要以市场化机制引导储能产业健康发展,实施合乎新时代要求的储能产业政策,这将为我国实现从储能生产制造大国向技术强国的战略性转变,提供巨大支持作用。具体政策建议包括以下几个方面:明确储能电站市场地位,赋予储能电站所提供价值的合理收益;建立用户侧峰谷分时电价定期评估和动态调整机制,统筹考虑各地区供需平衡、储能规模等,按照“一省一策”择机推动价格调整;建议在电力市场交易试点省份,探索储能在电力辅助服务及需求侧响应领域的定价交易政策及模式;在可再生能源增长较快的地区,酌情要求集中式新能源项目配置一定比例的储能,保障电网安全稳定运行及可再生能源发电的高效运行;扩大储能项目采购支持力度,鼓励推出储能项目金融税收优惠政策、税收减免或贷款优惠等;创造长期稳定的政策环境,避免频繁变动。

在未来高比例可再生能源接入的背景下,储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。中国化学与物理电源行业协会预测,2020年全国电化学储能新增装机在700MW左右,2020年电化学储能市场累计装机有望达到2.0-2.2GW,主要以“新能源+储能”和调频储能项目为主。

关键字:储能市场

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