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储能规模化发展背后:电网侧应用尚存争议 价格机制亟待建立

2019-06-10    来源:中国工业报社
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[ 导读 ]:来自中国能源研究会储能专委会和中关村产业技术联盟的最新统计显示,截止到2018年底,中国已投运的储能项目累计达到31.3GW,其中电化学储能比去年同比增长了2.8倍,新增项目同比增长了464%。
技术研发、示范应用、商业化初期之后,中国储能产业正开启规模化发展新阶段。



来自中国能源研究会储能专委会和中关村产业技术联盟的最新统计显示,截止到2018年底,中国已投运的储能项目累计达到31.3GW,其中电化学储能比去年同比增长了2.8倍,新增项目同比增长了464%。

储能市场?#27604;?#20043;下,不少行业难题浮出水面。?#29615;?#38754;,定价机制和市场准入等关键问题尚未完全厘清;另?#29615;?#38754;,消防安全风险、火灾事故频发?#25112;?#31361;现。而电网侧市场的跃进式发展,亦丛生出各类新的问题。

“尽管储能的春天已经到来,但行业发展仍面临多重挑战。储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现,储能价格补偿机制尚未完全建立;储能技术本身仍需提高,特别是掌握自主知识产权和核心关键技术方面;储能产品的成本和安全性等方面,仍需继续改善。”

在近期召开的“储能国际峰会暨展览会2019”上,中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生如是说。



尚存争议的电网侧应用

5月28日,国家发改委正式公布《输配电定价成本监审办法》。2018年以来在电网侧发展迅猛的电储能设施,被明确排除在输配电定价成本之外。

主管单位的一纸政策,给热情高涨的储能电网侧应用,泼了一盆“冷水?#34180;?/div>

“电储能设施未被纳入输配电成本,一是储能设施仍属奢侈品,成本较高;二是电网侧储能建设以电网公司三产公司为主,价格缺乏公允;三是储能作为输配电设施,投资收益难?#38498;?#37327;。”清华大学电机?#21040;?#25480;夏清?#28304;?#20998;析,“虽然目前储能的价格还比较高,产业还不甚成熟,但若因?#21496;?#30452;接把它排除出去,就好像把婴儿和?#19995;?#27700;一起倒掉一样。我们?#25925;?#24212;该要理性、有条件?#20127;?#20854;纳入输配电管理。”

在其看来,储能在电网侧的应用的价值?#29615;?#38754;是替代尖峰,节约巨大容量效益,另?#29615;?#38754;则是促进电网对风、光等新能源的消纳,使电网由电力平衡走向电量平衡。如果未来的电网承认发输配储,储能就应该成为电力系统中一个重要环节。

“储能有很多价值,如果承认储能是电网的一个环节,就要考虑储能作为固定成本纳入输配电价,但这也需要有条件。”夏清说。他同时强调,“储能不能把所有希望?#25216;?#25176;在输配电价上,应主动参与电力现货市场,通过自由开放市场环境,和传统能源进行PK。”

储能在电网侧应用的无限潜力,正吸引着诸多企业蜂拥而入。过去一年,在《关于促进储能技术与产业发展指?#23478;?#35265;》的推动下,多批储能项目落户地方,电力体制改革下的首个现货市场开?#38469;?#28857;,超过13个省份和地区出台了辅助服务市场建设新政,市场热情被充分激发。

“不过我认为,在南方电网所辖五个区域内(即广东、广西、云南、贵州、海南五省),大规模开展储能调频的必要性并不太大。”产业热潮之下,中国南方电网有限责任公?#31350;?#25216;部副主任郑耀东直言。

在郑耀东看来,储能并非电网调频不可或缺的手段,而是一个更好的手段。要有人买单,电网才能使用它。“以我从事25年调度工作经验来讲,在没有储能的情况下,实际上电网的频率是很高?#27169;?#20648;能加进来,可能对我们的调节手段更好。”

他进一步强调,“每一个火电厂水电厂都有调峰调频能力,增加储能后能力会更足,但一定要有人买单。电网公司使用的所有费用?#38469;?#22269;家监管,如果用户不涨电价,电网公司没有能力不停投入。”

?#28304;耍?#22799;清表示理解,但不予认同,“如果不用储能调峰,就需要靠火电机组。但作为发电机组,频繁的启停调峰和备用都会降低火电的投资利用效?#30465;?#23545;火电而言,这并非资源的最优利用。”

“至于电网侧储能项目由谁来建,这是目前价格司所担心的问题,需要我们通过市场手段推动全行业发展,在投资多元化、运营一体化的商业模式下,在技术电网统一调度的前提下,引导更多社会资源投向储能产业,通过市场竞争发?#21046;?#30495;正价值。”夏清建议,“市场不仅仅是监管,更多的是利益分配和激励,这是我多年研究的深刻体会。”



亟待建立的价格机制

2018年以来,国内经济?#38382;平?#20026;低迷,产业结构调整、金融去杠杆、中美贸易?#38477;?#22810;重因?#20127;?#32455;在一起,产业资本信心受到极大影响。与储能产业息息相关的光伏产业经历了痛苦的“531?#26412;?#21464;之后,随即形成断崖式的产业调整。诸多储能企业也在这一年承受着融资受阻、项目停滞、控制人变化甚至企业重组等困?#22330;?/div>

“动荡中孕育着新一轮的发展机会。在‘531’巨变之后,一些技术能力卓越的光伏企业的业务量反而增加,目前有多个光伏项目已经提前开始了平价上网。和光伏一样,储能电池的成本也在以每年20%到30%的速度降?#20572;?#29702;论上讲,2018年储能技术成本已经突破了行业拐点。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华坦言。在其看来,储能技术的进步已经收窄了成本目标。

“应看到,各类价格和回报机制尚有待更透明的处理。”清华大学电机系副教授钟海旺分析。他同时强调,储能技术的进步和成本下降的速度,也存在一定不?#33539;?#24615;,“这一情况下,未来传统电源的收益方式有可能改变。火电机组或将不靠发电挣钱,更多的是依靠参与提供辅助服务,包括储能也将更多依靠参与提供辅助服务挣钱。而随着进入成员的增多,每个成员的利益会摊薄,从而给储能项目投资回报带来更多不?#33539;?#24615;和挑战。”

值得一提的是,在钟海旺看来,上述问题的根源在于目前国内对“储能”身份定位的尚不明确。如何界定储能的角色?储能是发电资产,用户资产,?#25925;?#30005;网设备资产?尚没有明确的答?#28014;?#19982;此同?#20445;?#30001;于电力市场规则和体系有待完善和调整,储能价格体系也存在不?#33539;?#24615;。

事实上,自“531光伏新政”后,风电、光伏等可再生能源平价上网成为趋势,依托解决弃风弃光问题的储能盈利模式不再具备优势。储能的价值收益难以充分体现,不少储能项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利,但调频调峰补偿机制并不健全,峰谷电价套利也仅能?#35272;?#20110;电价水平,具有较强不?#33539;?#24615;。

与此同?#20445;?#20648;能项目还在面临投资成本偏高,社会资本难以进入的窘?#22330;?#23613;管储能系统成本有大幅下降,但储能项目商业模式不稳定性、业主对储能价?#31561;?#35782;不清晰以及市场应用场景储能系统效率变化带来储能项目投资收益风险,造成储能项目融?#26159;?#36947;非常有限,社会资本进入储能市场的收益空间尚未打开。

刚刚在资本市场发行近40亿元可转债,致力深耕储能电站业务的中天科技新能源产业集团总裁曹红彬?#28304;?#28145;有感触,“储能电站收益期、商业模式尚不明?#30465;?#20809;伏通过十多年的努力已经实?#21046;?#20215;上网,但锂电池储能刚?#25307;?#36215;,技术也在不断更新,目前盈利模式以峰谷电价差为主,在收益率保障上还需一定时间。也应看到,储能一次性投资成本高,对资金要求也较高。”

在国网能源研究院有限公司能源战略规划与研究所高级工程师张富强看来,从全球范围看,储能的定价机制已取得一定经验。在价差套利方面,?#20998;?#20247;多国家以及澳大利亚、日本能够利用峰谷价差实现较高利润,?#29992;?#20391;“光伏+储能”实?#21046;?#20215;用电。在需求响应方面,2015年6月,美国加州发布了“需求侧响应拍卖机制”示范项目,包括用户侧电池储能系统的分布式电源可以参与。在调频方面,美国在储能参与调频市场方面领先,FERC890法令?#24066;?#20648;能进入调频市场,755法案要求市场按照各电源提供调频服务的效果支付补偿费用。此外,亦有政府通过?#25163;?#31034;范项目、发放项目建设补贴等释放为储能提供财政支持。

“就中国而言,在定价机制层面,要首先明确储能价格监管的边界,即界定政府在储能保障系统运行安全、参与输配电服务以?#23433;?#19982;电力市场交易定价中的角色;第二,要进一步完善辅助服务定价机制,充分纳入调节质量因素,并合理疏导辅助服务成本至用户侧;第三,要加快现货市场改革,尽快形成日前、日内价格曲线;第?#27169;?#24212;结合电力系统灵活性需求,研究新型辅助服务交易产品;第五,应尽可能减少终端电价政策干预。”国家发改委能源研究所可再生能能源发展中心研究员刘坚建议。



不容忽视的安全难题

近期,韩国储能电站高达21起的火灾事故,导致韩国本土储能行业暂?#27604;?#38754;停滞的同?#20445;?#20063;为中国储能行业的发展敲响了安全警钟。

“恰恰出现大量储能电站事故的基本?#38469;?#19977;元电池,这是不是说明磷酸铁锂更安全?理论上讲,磷酸铁锂也不是绝对安全,只是相对安全。”中国电科院首席专家惠东坦言。在其看来,我们对于安全问题,尤其是储能电站的安全事故,往往是在预警缺失或滞后的情况下发生,加之现有消?#26469;?#26045;并非针对火灾配置,最终演变为?#29616;?#20107;故。

“储能安全安全问题不仅仅是指火灾,我们认为在被动安全上,需要花更多精力来做。比如传感器、消防系统,包括空调系统的联动。”比亚迪股份有限公司销售总监邹德天表达了自己的看法,“比亚迪全球储能项目总共做了700多MWh,涉及23个国家和100多个城市,到目前为止没发生一起?#29616;?#28909;失效事故。”

比亚迪并非个例,将安全放在最重要位置,成为越来越多企业的选择。“像光伏电站一样,储能系统也是 七分靠设计,三分靠运维。我们会把事情做在前端,才能保障系统安全、可控。”阳光电源解决方案中心总监张?#20928;?#22374;言。

“建议中国储能企业不要?#21482;牛?#19981;要将事故简单的归结到电池选择上,不要以牺牲安全措施为代价压?#32479;?#26412;,要尽快?#24179;?#23433;全标?#25216;?#30456;关规范的制定,要在储能项目正式运行之前经过充分论证和安全评估。”中关村储能产业技术联盟(CNESA)研究总监岳芬建议。

值得一提的是,按?#23637;?#23478;主管部门的要求,中国电力企业联合会今年已着手开展所有电力细?#20013;?#19994;的标准化工作,全面梳理标准体系。结合全国电力储能标委会和相关标委会开展储能方面标准体系研究,加紧编制关键的储能的技术标准,并重点开展关键储能关键设备及检测方面标准的编制工作。

“对于储能标准化制定的?#35759;齲?#31532;一是立项难,第二是发布周期较长。我们?#34892;?#26631;准从立项到完成,如果按部就班地走下来需要几年的时间,但很多新领域等不起这几年。”中国电力企业联合会标准化管理中心主任助理汪毅坦言,“要看到,储能的安全涉及到整个全产业链,从电站设计规范开始,到站区布置、防火间距、设备选择、并网设备要求、给排风等。”

作为全球领先的储能市场之一,德国储能行业国家标?#23478;?#23578;未出台。“在德国,标准的提供能带来更好的解决方?#28014;?#25105;们目前正大量引用ICE的标准。有关国家标准正处于草案阶段,目前尚未出最终版。”德国电子电气和信息技术协会能源部主任Alexander Nollau如是说。

据其透露,德国电子电器和信息技术协会正与可再生能源的利益相关方,一同推出针对模块和电池的?#29616;ぃ?#20197;保证安全性。德国的目标是2050年之后高达70%的能源使用可再生能源,这一过程中,将衍生大量的新能源存储需求,因此储能产业发展需求已?#20173;?#30473;睫。

 
关键词: 储能 电网侧储能
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