2018年我國電化學儲能出現(xiàn)爆發(fā)式增長，2019年增速又出現(xiàn)了急劇降低，2020年地方政府推動儲能發(fā)展的意愿更加強烈。“十四五”時期，儲能是否能夠迎來發(fā)展機遇，這需要正視儲能面臨的問題，以疏通制約儲能發(fā)展的瓶頸。
“十三五”時期我國電化學儲能
發(fā)展歷程及市場動態(tài)
我國電化學儲能裝機持續(xù)增長，但是增速卻呈波浪式前進。2015~2019年，我國電化學儲能裝機從106兆瓦增至1709兆瓦，增加了15倍。從增速看，2015~2019年，我國電化學儲能增速分別為25%、130%、64%、169%以及59%。值得注意的是，2019年我國電化學儲能增速大幅下降，凸顯出發(fā)展動能不足。
政策對儲能有著至關(guān)重要的影響。從2017~2019年的政策看，2017年10月份，國家發(fā)改委等5部門聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，為行業(yè)發(fā)展樹立了信心，進而推動了2018年電化學儲能的爆發(fā)式增長。然而，2019年上半年，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，明確提出抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施不得計入輸配電定價成本。兩大電網(wǎng)公司也相繼跟進，嚴格限制企業(yè)內(nèi)部儲能投資，導(dǎo)致2019年電化學儲能增速大幅回落。可以看到，我國推動儲能發(fā)展的市場模式并未形成，儲能產(chǎn)業(yè)政策依賴性非常強烈。
2020年，地方政府(電網(wǎng))正在推動“新能源+儲能”的發(fā)展模式。今年3月23日，國網(wǎng)湖南省電力有限公司下發(fā)了《關(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知》，明確提出：“經(jīng)多方協(xié)調(diào),已獲得28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6兆瓦/777.2兆瓦時儲能設(shè)備,與風電項目同步投產(chǎn)”。3月24日，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布了《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》，明確優(yōu)先支持光伏+儲能建設(shè)。若普通光伏電站配置儲能系統(tǒng)，則應(yīng)保證儲能系統(tǒng)時長為1小時及以上，配置容量達到項目建設(shè)規(guī)模的5%及以上。3月30日，新疆發(fā)改委印發(fā)了《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理辦法》征求意見稿，明確提出，鼓勵光伏、風電等發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務(wù)提供商等投資建設(shè)電儲能設(shè)施，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間2小時以上。由此可見，地方政府在推動“新能源+儲能”發(fā)展模式方面意愿更加強烈。
“十四五”儲能發(fā)展形勢研判
深入推進電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型加速了對儲能的需求。電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的本質(zhì)，是建立一種更加靈活的電力系統(tǒng)，能夠適應(yīng)多品種高效低碳電源的發(fā)展。即建立靈活的電力系統(tǒng)是轉(zhuǎn)型的根本要求，發(fā)展高效清潔低碳能源是轉(zhuǎn)型的具體表現(xiàn)。然而，目前間歇性電源規(guī)模不斷增加與靈活性資源不足的矛盾，已經(jīng)成為制約我國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型向更深層次邁進的主要矛盾。根據(jù)預(yù)測，2035年，我國光伏裝機將達到7.3億千瓦，2050年將達到10億千瓦;風電裝機2035年、2050年將分別達到8.5、14億千瓦。值得注意的是，與國外發(fā)展模式不同，我國更加重視基地型規(guī)?；稍偕茉撮_發(fā)。目前，內(nèi)蒙古、山西、甘肅、寧夏、新疆風電基地有序建設(shè)，江蘇、山東等沿海地區(qū)千萬千瓦級海上風電基地也在快速推進，光伏基地建設(shè)也在有序進行。這將必然導(dǎo)致電力系統(tǒng)對調(diào)峰、調(diào)頻、備用等靈活性資源需求的增加，而且受大規(guī)模大基地發(fā)展模式影響，靈活性資源的需求更加集中。
需求側(cè)更加需要儲能改善電能質(zhì)量。目前用電側(cè)集中了諸多敏感負荷，包括各類精密加工企業(yè)、高新制造、醫(yī)院和其他重要部門，對電能質(zhì)量和供電可靠性要求越來越高。另一名方面，以云計算、互聯(lián)網(wǎng)、大數(shù)據(jù)、物聯(lián)網(wǎng)等為代表的信息產(chǎn)業(yè)正在興起，云計算服務(wù)器與大數(shù)據(jù)中心等不僅用電量大，對電能的質(zhì)量要求高，而且在外部電力故障時需要保證不間斷電源供應(yīng)，以保護珍貴的數(shù)據(jù)資產(chǎn)。儲能是與其配套的最佳選擇，不僅能夠提供高質(zhì)量、無間斷的電力能源，而且能夠根據(jù)電價信號合理優(yōu)化動態(tài)用電方案，節(jié)約用電成本。目前，需求側(cè)對電能質(zhì)量要求越來越高，這為儲能的應(yīng)用提供了機遇。
對制約儲能發(fā)展因素的探討
“十四五”是深入推進能源安全新戰(zhàn)略的關(guān)鍵時期，也是儲能發(fā)展的黃金時期。為推動儲能發(fā)展，以下對幾個比較關(guān)鍵的問題進行探討。
輔助服務(wù)費用分攤機制限制了包含儲能在內(nèi)的靈活性電源發(fā)展?！蛾P(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》明確提出，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務(wù)分擔共享機制。但是各地區(qū)出臺的輔助服務(wù)規(guī)則中，均規(guī)定由發(fā)電企業(yè)分攤輔助服務(wù)費用。例如，《華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(2019年修訂版)》明確規(guī)定：“省網(wǎng)市場費用分攤按照新能源‘多消納多分攤’火電企業(yè)‘少調(diào)峰多分攤’原則，新能源企業(yè)與發(fā)電負荷率高于火電機組平均發(fā)電負荷率的火電機組承擔調(diào)峰費用”。這種源于發(fā)電企業(yè)之間的分攤費用的機制，使靈活性電源輔助服務(wù)收益隨著供應(yīng)量的增加而不斷減少，相當于對靈活性電源設(shè)置了上限，這種上限并不是市場需求飽和的象征。值得注意的是，近期國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)意見(征求意見稿)》提出：“完善輔助服務(wù)補償機制，合理加大補償力度，推動電力用戶參與承擔費用，激勵各類靈活性資源主動提供輔助服務(wù)”，這實際上向電力領(lǐng)域釋放出了積極的信號。
不合理的市場定位可能無法達到“物盡其用”的效果。目前對各電源市場定位的討論非常激烈。例如，煤電是否在“十四五”期間由承擔基荷的定位轉(zhuǎn)向調(diào)峰的定位(保障可再生能源消納);儲能是否需要在可再生能源發(fā)電領(lǐng)域減少棄風棄光等。不合理的定位可能導(dǎo)致能源轉(zhuǎn)型成本的進一步升高，不利于能源轉(zhuǎn)型的深入推進。準確定位的原則，應(yīng)遵循《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見(中發(fā)〔2015〕9號)文》：“堅持市場化改革……使市場在資源配置中起決定性作用”，即各電源作用的發(fā)揮，應(yīng)該由市場進行選擇，而不是人為地進行界定。例如，電量批發(fā)市場價格較高時，機組可以多發(fā)電量;電量供大于求時，機組可以提高下調(diào)報價獲取收益;輔助服務(wù)價格較高時，機組可以滿足輔助服務(wù)的需要。即電源可根據(jù)價格信號在電量與輔助服務(wù)之間進行轉(zhuǎn)換，提供基荷還是提供輔助服務(wù)邊界逐漸模糊。以儲能為例，儲能集調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等功能為一身，完全可通過研判市場價格，決定參與哪種服務(wù)，實現(xiàn)自身價值的最大化。但是目前，市場建設(shè)仍然不完善，價格信號不明顯，未能有效引導(dǎo)各電源在各方面功能的充分發(fā)揮。
僅僅緩解棄風棄光實際上是電化學儲能的“大材小用”。相比煤電，電化學儲能具有更強的靈活性，在調(diào)頻、黑啟動、快速調(diào)峰領(lǐng)域前景廣闊。目前，部分地方為了降低棄風棄光率，將儲能作為風電場(光伏電站)建設(shè)的必備配套設(shè)施。根據(jù)行業(yè)初步估計，若僅僅依靠電價差獲取收益，電化學儲能回收成本的電價差需要達到0.7元/千瓦時左右。然而新建光伏電站I-III類地區(qū)指導(dǎo)電價為0.35、0.4、0.49元/千瓦時，新建風電場Ⅰ-Ⅳ類地區(qū)指導(dǎo)電價為0.29、0.34、0.38、0.47元/千瓦時，顯而易見，僅僅從減少棄風棄光獲取收益無法滿足儲能成本回收的需要。為此，推動儲能在風電與光伏發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用，必然需要耗費大量的財政補貼或企業(yè)自己承擔虧損。若儲能在平滑風電出力方面的潛力未能被積極調(diào)用，集眾多功能為一身的儲能只能作為一個普通的調(diào)峰者參與其中，這實際上是一種損失，而且也增加了企業(yè)與政府的負擔。
規(guī)模效應(yīng)與成本下降是一個相互影響的過程。影響成本的因素包括技術(shù)進步與規(guī)模效應(yīng)等。僅僅依靠技術(shù)進步是一個漫長的過程，相比之下，規(guī)?；l(fā)展不僅可以降低邊際成本，而且可以進一步推動技術(shù)進步。以光伏發(fā)電為例，2010-2019年，光伏造價從25元/千瓦降至3.5元/千瓦，與之對應(yīng)的是光伏規(guī)模從86萬千瓦增至20468萬千瓦;風電亦是如此。目前，鋰離子電池成本降至約1500元/兆瓦，但是仍然過高，目前的機制下，無法滿足大規(guī)模發(fā)展的需要。然而，電力系統(tǒng)對儲能的需求十分強烈。這需要政府穩(wěn)步支持電化學儲能的發(fā)展，充分發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)在降低成本方面的作用。當然，充分發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)，需要年度新增規(guī)模較為穩(wěn)定，并非波浪式前進。
安全問題需要引起全行業(yè)高度警惕。韓國電化學儲能著火事故已經(jīng)引發(fā)世界廣泛關(guān)注，我國也出現(xiàn)了多起電化學儲能著火事故，這對整個行業(yè)發(fā)展帶來不良影響。從技術(shù)方面看，鋰離子電池在過充、過放、碰撞等外部因素下，可能引發(fā)安全問題，另外，由于鋰離子電池使用了可燃材料，加劇了事故發(fā)生的概率。從運行管理方面看，部分人員專業(yè)知識缺乏，安全意識不到位等，可能造成設(shè)備安裝故障，或運行過程中未能及時發(fā)現(xiàn)相關(guān)安全隱患，將導(dǎo)致著火等事故的發(fā)生。起火事故一直被行業(yè)所重視，但是根本問題仍然未解決。這一缺陷已經(jīng)伴隨行業(yè)發(fā)展多年，嚴重影響了企業(yè)對電化學儲能的應(yīng)用。
“十四五”時期儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展相關(guān)建議
充分發(fā)揮市場在推動儲能發(fā)展方面的作用。廣東、福建、浙江等8個電力現(xiàn)貨市場試點已經(jīng)啟動，但是這8個試點地區(qū)或多或少降低了電價，未能充分反映電能的實際成本，也未能充分反映供求關(guān)系的實時變化，而且輔助服務(wù)的價值也未能有效體現(xiàn)。為此，應(yīng)進一步完善電力市場，通過電價信號引導(dǎo)儲能參與到電量市場、輔助服務(wù)市場等不同的領(lǐng)域;通過市場引導(dǎo)儲能合理的建設(shè)布局與技術(shù)選擇。另外，建議嚴格按照中發(fā)9號文要求，逐步建立用戶參與的輔助服務(wù)分擔共享機制。
“十四五”期間仍需對儲能進行必要的扶持。2019年，國家電網(wǎng)發(fā)布了《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，可以反映出儲能在電網(wǎng)領(lǐng)域的經(jīng)濟性并不高。電源側(cè)與用戶側(cè)亦是如此。儲能的發(fā)展目前處于關(guān)鍵時期，是能源轉(zhuǎn)型深入推進的重要影響因素。國家在大力支持儲能技術(shù)研發(fā)的同時，需要對儲能的推廣應(yīng)用進行必要的扶持，通過穩(wěn)定的年增規(guī)模不斷推動技術(shù)進步，逐漸降低成本，逐漸使規(guī)?；l(fā)展與成本降低成為良性的正向影響因素。另外，“十四五”時期，可再生能源平價上網(wǎng)成為主基調(diào)，這將進一步降低儲能在可再生能源領(lǐng)域應(yīng)用的經(jīng)濟性，建議政府在推動“可再生能源+儲能”模式發(fā)展的同時，應(yīng)充分考慮經(jīng)濟因素對可再生能源企業(yè)的影響。
將儲能納入“十四五”發(fā)展規(guī)劃。今日之儲能非昔日之儲能，技術(shù)已經(jīng)相對成熟，成本已經(jīng)大幅下降，行業(yè)需求也較為迫切，規(guī)?；l(fā)展已成定局。“十四五”期間，建議出臺儲能“十四五”發(fā)展規(guī)劃，明確儲能在電力系統(tǒng)的重要地位與作用，勾勒出行業(yè)長遠的發(fā)展路徑，推出一批重大商業(yè)化運行項目。通過儲能“十四五”規(guī)劃為能源轉(zhuǎn)型打好基礎(chǔ)。
從嚴要求儲能標準體系建設(shè)。以風電為例，在發(fā)展前期，由于劣質(zhì)產(chǎn)品充斥了市場，導(dǎo)致風電機組發(fā)生了多起事故，部分開發(fā)商將質(zhì)保期不斷延長。電化學儲能零部件較多，生產(chǎn)廠家質(zhì)量參差不齊。起火事故成為制約行業(yè)發(fā)展關(guān)鍵瓶頸，性能下降也嚴重影響設(shè)備經(jīng)濟性。為此，在儲能發(fā)展關(guān)鍵時期，必須實行標準先行，高標準嚴要求儲能質(zhì)量，堅決避免劣質(zhì)產(chǎn)品影響整個行業(yè)發(fā)展進程。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年5期，作者供職于中國華能集團有限公司能源研究院
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