中國儲能網(wǎng)訊：2022年2月，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（以下簡稱《方案》）。在國家發(fā)改委和國家能源局2021年7月發(fā)布《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》后，《方案》對于新型儲能發(fā)展的技術路線、攻關方向、試點示范、支持政策、標準體系搭建等都作出了更詳細的部署。
《方案》提出，到2030年，新型儲能要實現(xiàn)全面市場化發(fā)展，并與電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)深度融合發(fā)展，基本滿足構建新型電力系統(tǒng)需求，全面支撐能源領域碳達峰目標如期實現(xiàn)。
“點名”多種技術路線
此次《方案》最鮮明的特點在于強調(diào)新型儲能技術路線的多元化發(fā)展。包括電化學儲能、機械儲能、儲熱、電磁儲能在內(nèi)多種類別的十余種技術均在文件中被提及。
對于目前最為成熟的電化學儲能技術，《方案》提出了到2025年系統(tǒng)成本降低30%以上的目標。電化學儲能包括鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池等多種技術，目前成本最低的是鋰離子電池儲能。過去一年中國鋰電儲能系統(tǒng)招標價格普遍處在1.3-2元/Wh的區(qū)間，按此計算，下降三成將達到0.91-1.4元/Wh的水平。
由于不同技術之間成熟度差異較大，《方案》對于不同技術路線也有不同期望。
對于已經(jīng)規(guī)?；l(fā)展的鋰離子電池技術，《方案》將百兆瓦級高安全性、低成本、長壽命鋰離子電池技術列為核心技術裝備攻關重點方向；處在產(chǎn)業(yè)化初期的液流電池、飛輪、壓縮空氣儲能則要向建設更大容量的方向發(fā)展；液態(tài)金屬電池、固態(tài)鋰離子電池和金屬空氣電池被視為需要研發(fā)儲備的新一代高能量密度儲能技術。
試點示范同樣采取多元化思路，涉及多種技術路線。長時儲能受到了重點關注，《方案》提出，重點試點壓縮空氣、液流電池、高效儲熱等日到周、周到季時間尺度儲能技術，以及可再生能源制氫、制氨等更長周期儲能技術，滿足多時間尺度應用需求。
鋰離子電池是目前應用最廣泛的儲能技術，但還存在一定的起火爆炸風險，且持續(xù)充放電時間較短，并不能完全滿足電力系統(tǒng)中多樣化的儲能要求，其余各類技術各有專長但尚未實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化。哪一種或哪幾種技術將最先取得突破還有待市場驗證。因此，包括英美在內(nèi)的許多國家能源主管部門對選擇同時支持多種技術的科研轉化。近期，英國就為24個長時儲能項目提供了670萬英鎊資金支持，涵蓋十余種技術路線。此次《方案》亦提出，要加強試點示范項目的跟蹤監(jiān)測與分析評估，為國家制定產(chǎn)業(yè)政策和技術標準提供科學依據(jù)。
研究過渡性扶持政策
2021年，青海儲能發(fā)展先行示范區(qū)行動方案獲得國家能源局批復。對于青海省，《方案》提出研究儲能電站過渡性扶持政策，探索以年度競價方式確定示范期內(nèi)新建“共享儲能”項目生命周期輔助服務補償價格。
目前青海省已有兩座共享儲能電站投運，盈利主要通過與新能源企業(yè)達成調(diào)峰輔助市場雙邊協(xié)商交易并通過調(diào)度機構單邊調(diào)用來獲取固定的調(diào)峰輔助服務補償。由于涉及多方利益，現(xiàn)有模式協(xié)調(diào)成本較高，年度競價的引入有望降低各方交易成本。
《方案》提出要加快青海省輔助服務市場建設和電力現(xiàn)貨市場建設。青海省并不在電力現(xiàn)貨市場建設的前兩批試點范圍內(nèi)，但2020年底時曾對外發(fā)布過《青海電力現(xiàn)貨市場建設方案（征求意見稿）》，提出分階段建設現(xiàn)貨市場的方案。其中，初期僅允許新能源作為市場中主體，儲能可參與中長期交易和輔助服務交易。
除此之外，《方案》對于新型儲能的扶持政策基本延續(xù)了2021年《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中的安排。
對于配套建設新型儲能或以共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電企業(yè)，《方案》提出可在競爭性配置、項目核準、并網(wǎng)時序、保障利用小時數(shù)、電力服務補償考核等方面優(yōu)先考慮。這一政策已在多個省市的新能源項目競爭性配置中有所體現(xiàn)，一些區(qū)域直接要求新能源企業(yè)配建一定比例儲能，或者是在競爭性配置方案中給配建儲能的要求設定壓倒性的權重。在此做法之下，新能源側儲能電站的規(guī)模已經(jīng)出現(xiàn)高速增長。
在用戶側拉大電價峰谷差的政策也已在2021年出臺。在國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》后，多省都出臺價格政策，將峰谷電價價差拉大到3:1甚至4:1以上。
“建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制”“探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”的內(nèi)容也已在《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中體現(xiàn)，但尚未有相關的價格政策出臺。
價格主管部門對于輸配電價政策的修改態(tài)度謹慎。與新型儲能功能定位相似的抽水蓄能，從2016年起被排除在電網(wǎng)有效資產(chǎn)之外，不能通過輸配電價回收成本，到五年之后的2021年政策才發(fā)生轉向。盡管抽水蓄能電站仍不能計入電網(wǎng)有效資產(chǎn)，但電網(wǎng)向抽水蓄能電站支付的容電量費可以納入輸配電價回收。
強調(diào)市場化建設
總體來看，對于新型儲能的推動主要在電力市場建設的框架下開展，通過電力市場機制的完善和交易品種的擴充來為儲能提供更多機會。
《方案》提出，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，研究新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，明確相關交易、調(diào)度、結算細則。
在輔助服務方面，《方案》提出推動新型儲能以獨立儲能電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，因地制宜完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制，研究備用、爬坡等輔助服務交易。
在2021年之前，新型儲能參與輔助服務主要以省為單位在部分地區(qū)開展。2021年底，國家能源局修訂了《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力輔助服務管理辦法》，并發(fā)布《電化學儲能電站并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議示范文本（試行）》，儲能作為獨立主體并網(wǎng)、參與輔助服務的權利得到了全面確認。
目前，已有部分省市開始嘗試獨立儲能參與市場交易。除前述青海省儲能可以獨立參與調(diào)峰外，近期，山東省四個獨立儲能電站在山東電力交易中心完成注冊公示，今后將參與到山東省電力現(xiàn)貨市場的結算試運行中，這是全國首批參與電力現(xiàn)貨市場的獨立儲能電站。但對于大多數(shù)省份，儲能以獨立身份參與市場仍缺乏明晰的路徑。
在“強配”的政策要求下，配套新能源建設的儲能電站正在成為新型儲能建設最大的增長點。但由于各省電力市場建設進度不一、市場準入門檻各異，部分建在新能源側的儲能有機會參與電力市場獲利，其余相當多的儲能電站則缺乏回收成本的機會，進而拉低新能源項目的投資回報率。因此，電力市場的建設進度將對儲能電站的的可持續(xù)增長產(chǎn)生重要影響。
