我國新型儲能發(fā)展問(wèn)題分析與政策建議

中國宏觀(guān)經(jīng)濟研究院能源研究所，副研究員 劉堅

本篇文章發(fā)表于《中國能源》雜志2022年第6期

摘要：新型儲能是新型電力系統的重要支撐技術(shù)。隨著(zhù)技術(shù)快速進(jìn)步和支持政策陸續出臺，我國新型儲能已逐步在電力輔助服務(wù)、用戶(hù)側電價(jià)管理、新能源消納以及電網(wǎng)輸配電服務(wù)等領(lǐng)域得到應用。但當前新型儲能成本偏高，其在電力市場(chǎng)中的定價(jià)機制與監管方式仍面臨爭議。本文在梳理我國新型儲能政策環(huán)境和發(fā)展現狀的基礎上，歸納了新型儲能的典型應用場(chǎng)景，分析了新型儲能在經(jīng)濟性、電力系統融合模式、季節性調節等方面存在的問(wèn)題，并從價(jià)格機制、監管方式、技術(shù)研發(fā)方面提出了政策建議。

一、儲能發(fā)展背景

大力發(fā)展可再生能源是實(shí)現碳達峰碳中和目標的重要途徑，但以風(fēng)能、太陽(yáng)能為代表的可再生能源發(fā)電具有波動(dòng)性、間歇性、隨機性特點(diǎn)，新型電力系統需要電力系統靈活性資源支撐。作為區別于傳統電力發(fā)、輸、用的新型主體，儲能可以在電力系統運行的不同時(shí)點(diǎn)和節點(diǎn)發(fā)揮不同的功能與價(jià)值。在負荷高峰時(shí)段，儲能可滿(mǎn)足用戶(hù)負荷尖峰需求，提升系統運行效率;在負荷低谷時(shí)段，可幫助消納可再生能源，降低系統碳排放;在負荷快速波動(dòng)時(shí)段，可跟蹤系統調度指令快速充放電，提升系統運行穩定性。在風(fēng)電、光伏等電力電子發(fā)電技術(shù)占比較高的系統中，儲能還可作為虛擬同步機向系統釋放虛擬慣量，提升系統抗干擾能力。相比天然氣調峰電站、抽水蓄能等傳統靈活性資源，以電化學(xué)儲能為代表的新型儲能技術(shù)具有建設周期短、響應速度快、調節精度高等優(yōu)點(diǎn)，是電力系統理想的調節手段。根據國際能源署預測，在碳中和階段，儲能對負荷尖峰的支撐作用將超過(guò)火電、水電、生物質(zhì)發(fā)電等常規發(fā)電機組，尤其在可再生能源資源富集地區，儲能技術(shù)是屆時(shí)電力系統靈活性資源的主體。

二、政策環(huán)境與發(fā)展現狀

發(fā)展儲能已上升為國家戰略。中共中央國務(wù)院《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見(jiàn)》明確提出要加快推進(jìn)抽水蓄能和新型儲能規?；瘧?，以構建以新能源為主體的新型電力系統。

國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》提出到2025年，新型儲能實(shí)現從商業(yè)化初期到規?；l(fā)展轉變，裝機規模達到30GW以上;到2030年，新型儲能實(shí)現全面市場(chǎng)化發(fā)展，基本滿(mǎn)足新型電力系統需求?！?ldquo;十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》提出電化學(xué)儲能系統成本降低30%以上和推動(dòng)長(cháng)時(shí)間電儲能、氫儲能、熱(冷)儲能等新型儲能項目建設。此后，《新型儲能項目管理規范(暫行)》《電力并網(wǎng)運行管理規定》《電力輔助服務(wù)管理辦法》《電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)調度協(xié)議(示范文本)》等政策又分別從項目準入、備案、建設、并網(wǎng)、調度等各環(huán)節對新型儲能接入電力系統提出了具體要求。而2022年5月印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)和調度運用的通知》進(jìn)一步聚焦運行環(huán)節，提出獨立主體、發(fā)儲聯(lián)合體兩種新型儲能參與電力市場(chǎng)方式，并明確了新型儲能充放電所涉及的輸配電價(jià)和政府性基金及附加，新型儲能政策體系初步形成。

圖1 新型儲能政策回顧

根據中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統計，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機5.73GW，其中鋰離子電池占比超過(guò)80%。此外，壓縮空氣、液流電池、飛輪儲能等技術(shù)也成為新型儲能的重要組成。應用方面，當前我國新型儲能主要用于支持可再生能源并網(wǎng)，占全年新型儲能增量的56%。布局方面，2021年電源側、電網(wǎng)側、用戶(hù)側新建新型儲能占比分別為41%、35%和24%，其中風(fēng)、光配置儲能占電源側增量的3/4。

圖2 中國新型儲能與抽水蓄能裝機量

三、應用場(chǎng)景與問(wèn)題分析

我國新型儲能技術(shù)主要應用場(chǎng)景包括電力輔助服務(wù)、用戶(hù)側電價(jià)管理、新能源消納以及電網(wǎng)輸配電服務(wù)。

電力輔助服務(wù)。儲能技術(shù)響應速度快、調節精度高，與電力輔助服務(wù)的需求高度契合。2011年以來(lái)，電化學(xué)儲能就已參與調頻輔助服務(wù)，并較早實(shí)現了商業(yè)化運營(yíng)。近幾年隨著(zhù)電化學(xué)儲能成本的下降和各地輔助服務(wù)需求的增加，電化學(xué)儲能調頻項目數量不斷增多，其中火電站配置電化學(xué)儲能提供調頻輔助服務(wù)已成為當前經(jīng)濟性最高的儲能應用模式之一。但相比電能量調節，調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)空間較小，短期內大量?jì)δ芗夹g(shù)涌入調頻市場(chǎng)對調頻價(jià)格有較大沖擊，部分地區儲能調頻項目收益隨之下降。

用戶(hù)側電價(jià)管理。用戶(hù)側分時(shí)電價(jià)是實(shí)現負荷削峰填谷，提升系統運行效率，降低發(fā)輸配各環(huán)節成本的重要手段，也為用戶(hù)側儲能營(yíng)造了峰谷價(jià)差套利的商業(yè)模式。但隨著(zhù)各地電力市場(chǎng)化交易的逐步開(kāi)展，用戶(hù)側峰谷電價(jià)差也趨于逐時(shí)波動(dòng)，用戶(hù)側儲能收益的不確定性也日益增大。2021年國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》，明確上年或當年預計最大系統峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4∶1;其他地方原則上不低于3∶1。隨著(zhù)分時(shí)電價(jià)政策的完善，工商業(yè)儲能項目的收益水平有所提升。

新能源消納。發(fā)電側新能源+儲能是近年來(lái)增速較快的一種儲能應用模式。隨著(zhù)風(fēng)電、光伏等波動(dòng)性電源滲透率不斷提升，局部電網(wǎng)調峰壓力凸顯，配置儲能被視為減少棄電的手段之一。2019年以來(lái)，各地對配置儲能的新能源發(fā)電項目給予政策傾斜，新能源發(fā)電側儲能配置規模持續提升，在現行機制下，配建儲能成本由發(fā)電側承擔，新能源發(fā)電企業(yè)運營(yíng)壓力不斷加大。為提升新能源發(fā)電側儲能的經(jīng)濟性，青海、山東、山西等地陸續開(kāi)始探索新能源發(fā)電匯集站配置儲能的共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營(yíng)模式創(chuàng )新，以提升新能源配儲項目的綜合效益。

電網(wǎng)輸配電服務(wù)。合理配置電網(wǎng)側儲能可提升現有輸配電線(xiàn)路利用率、減少或延緩新建輸配電設施投資。此外，儲能還可在電網(wǎng)事故時(shí)起到備用電源和應急供電的作用，為電網(wǎng)企業(yè)帶來(lái)多重收益。2019年之前，國內電網(wǎng)企業(yè)曾集中建設一批電網(wǎng)側新型儲能，但之后由于輸配電定價(jià)監審的收緊，電網(wǎng)側儲能商業(yè)運營(yíng)面臨政策阻力，相關(guān)項目建設相應放緩。

盡管總體上看，新型儲能在我國發(fā)展較快，但其原材料成本、系統融合模式、長(cháng)時(shí)調節能力等問(wèn)題也日益凸顯。新型儲能充放電定價(jià)、成本疏導、投資監管等政策機制也需持續完善。

儲能成本。當前新型儲能面臨嚴峻的降成本挑戰。鋰電池是支撐新能源汽車(chē)和新型儲能產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵技術(shù)。2021年以來(lái)，受市場(chǎng)需求快速增長(cháng)、上下游擴產(chǎn)周期錯配、部分企業(yè)囤積居奇以及期貨市場(chǎng)不規范等因素影響，碳酸鋰、電解鎳、電解鈷等鋰電池上游原材料價(jià)格持續上漲，鋰電池儲能系統設備采購中標單價(jià)已從1200元/千瓦時(shí)上升至1500元/千瓦時(shí)。電池系統占儲能電站成本的60%以上，原材料價(jià)格上升導致新型儲能項目的整體經(jīng)濟性下降，目前部分已招標項目暫緩執行，商業(yè)化進(jìn)程明顯放緩。

圖3 電池級碳酸鋰價(jià)格走勢

融合模式。雖然我國已明確儲能在電力系統中的主體地位，但儲能以何種方式、采用何種配置融入系統還存在較大爭議。目前新型儲能接入系統可分為聯(lián)合體、獨立兩類(lèi)模式。其中聯(lián)合體模式指儲能安裝至火電或新能源發(fā)電場(chǎng)站內，與發(fā)電主體作為整體接入電網(wǎng)。該模式可降低儲能電站設計、建設、核準和并網(wǎng)成本，且可沿用常規電力運行調度方式，無(wú)需對現有系統運行規則大幅調整。獨立模式指儲能個(gè)體高壓側直接并網(wǎng)。該模式選址更加靈活，可更大程度地發(fā)揮儲能對緩解電網(wǎng)阻塞、延緩線(xiàn)路投資的作用，有助于平抑局部電網(wǎng)或節點(diǎn)電價(jià)波動(dòng)，實(shí)現其更多元的應用價(jià)值。兩種模式各有優(yōu)勢，具體應用還需根據具體情況分類(lèi)施策。

圖4 新型儲能與電力系統融合模式

長(cháng)時(shí)儲能。當前火電機組仍是我國電力系統中電能量和靈活性的主要提供者。隨著(zhù)波動(dòng)性風(fēng)電和光伏電源比重逐步提升，電量越來(lái)越多由新能源發(fā)電提供，但新增的調峰、調頻、爬坡、慣量等不同時(shí)間尺度的靈活性服務(wù)需要尋找新的解決方案。當前鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池儲能技術(shù)進(jìn)步較快，有望經(jīng)濟、高效地滿(mǎn)足小時(shí)級等中短時(shí)間尺度的靈活性調節需求，但其經(jīng)濟性尚不足以支撐跨日、跨周乃至跨月等長(cháng)時(shí)間尺度的電力系統調節。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、氫儲能、金屬空氣電池等技術(shù)可實(shí)現電力系統的長(cháng)周期調節，見(jiàn)圖5，但也各自地存在選址、技術(shù)、產(chǎn)業(yè)化方面的問(wèn)題，且隨著(zhù)調節周期延長(cháng)，以上四類(lèi)方式都將面臨日益嚴峻的經(jīng)濟性挑戰。

圖5 各類(lèi)儲能技術(shù)單位儲能能量成本與容量成本

注：圖中壓縮空氣、儲熱、金屬-空氣電池(鋰-空氣、鋁-空氣、鐵-空氣電池等)儲能成本數據引自文獻12，氫儲能成本數據引自文獻13、14，鈉離子電池成本數據引自文獻15，鋰電池、鉛炭電池、液流電池、鈉硫電池及抽水蓄能成本為本文估算。

四、政策建議

(一)準確把握儲能定位

不同于常規發(fā)用電資源，儲能本質(zhì)上提供的是能量轉移服務(wù)，若將儲能納入發(fā)、用電管理，將促使儲能更多配置于發(fā)用電兩側，影響其在輸配電環(huán)節的應用價(jià)值，也可能導致儲能重復支付輸配電價(jià)、政府性基金及電價(jià)附加等問(wèn)題，因此有必要對儲能充放電采用區別于一般發(fā)用電資源的定價(jià)機制。對于電網(wǎng)側儲能，國外曾提出采用收益積分(Revenue Crediting)的方式，即人為設定儲能監管收益和市場(chǎng)收益之間的比例，同時(shí)要求電網(wǎng)企業(yè)采用向第三方采購儲能服務(wù)的方式規避市場(chǎng)壟斷問(wèn)題，而第三方運營(yíng)商可以在保證管制類(lèi)服務(wù)的前提下，利用閑置儲能獲得市場(chǎng)收益。

(二)合理疏導儲能成本

首先，儲能的價(jià)值需要通過(guò)電力市場(chǎng)不同時(shí)點(diǎn)、節點(diǎn)的價(jià)格差異來(lái)體現，因此推動(dòng)新型儲能發(fā)展，就要加快電力現貨市場(chǎng)建設，為新型電力系統下各類(lèi)靈活性資源營(yíng)造更多元的應用場(chǎng)景和更精確的價(jià)格信號。其次，要逐步將輔助服務(wù)成本傳導至用戶(hù)側，近中期參與市場(chǎng)化交易的用戶(hù)應參與輔助服務(wù)費用分攤，未來(lái)競爭性市場(chǎng)下過(guò)渡至全體用戶(hù)承擔。三是，合理評估新型儲能對降低新能源發(fā)電基地外送線(xiàn)路及用戶(hù)側配電設施投資的作用，鼓勵將新型儲能技術(shù)納入輸配電投資規劃，合理界定輸配電服務(wù)對應的儲能成本，并將其納入輸配電定價(jià)成本構成范圍。

(三)加大技術(shù)創(chuàng )新力度鋰離子電池是目前我國最主要的新型儲能技術(shù)，但受動(dòng)力電池需求增長(cháng)和礦產(chǎn)資源供應的限制，鋰離子電池儲能成本下降面臨較大阻力。因此應加快鈉離子電池、液流電池、鉛炭電池等多元電化學(xué)儲能技術(shù)攻關(guān)，降低關(guān)鍵礦產(chǎn)資源依賴(lài)度，突破新型儲能降本瓶頸。中長(cháng)期看，長(cháng)時(shí)儲能是實(shí)現碳中和的必要支撐。但現有電化學(xué)儲能技術(shù)能量單元小、投資成本高，難以充分滿(mǎn)足新型電力系統大規模、長(cháng)周期儲能需求。因此需加快制定長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)路線(xiàn)圖，著(zhù)力推進(jìn)壓縮空氣、氫儲能、熱儲能等長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)研發(fā)與工程示范，研究制定相應激勵政策和市場(chǎng)機制，合理把握不同時(shí)間尺度儲能技術(shù)推廣應用節奏。