中國儲能網(wǎng)訊：新型儲能是新型電力系統(tǒng)的重要支撐技術(shù)。隨著技術(shù)快速進(jìn)步和支持政策陸續(xù)出臺，我國新型儲能已逐步在電力輔助服務(wù)、用戶側(cè)電價管理、新能源消納以及電網(wǎng)輸配電服務(wù)等領(lǐng)域得到應(yīng)用。但當(dāng)前新型儲能成本偏高，其在電力市場中的定價機(jī)制與監(jiān)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(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，歸納了新型儲能的典型應(yīng)用場景，分析了新型儲能在經(jīng)濟(jì)性、電力系統(tǒng)融合模式、季節(jié)性調(diào)節(jié)等方面存在的問題，并從價格機(jī)制、監(jiān)管方式、技術(shù)研發(fā)方面提出了政策建議。
關(guān)鍵詞：新型儲能；價格機(jī)制；儲能監(jiān)管；長時儲能
一、儲能發(fā)展背景
大力發(fā)展可再生能源是實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要途徑，但以風(fēng)能、太陽能為代表的可再生能源發(fā)電具有波動性、間歇性、隨機(jī)性特點，新型電力系統(tǒng)需要電力系統(tǒng)靈活性資源支撐。作為區(qū)別于傳統(tǒng)電力發(fā)、輸、用的新型主體，儲能可以在電力系統(tǒng)運行的不同時點和節(jié)點發(fā)揮不同的功能與價值。在負(fù)荷高峰時段，儲能可滿足用戶負(fù)荷尖峰需求，提升系統(tǒng)運行效率；在負(fù)荷低谷時段，可幫助消納可再生能源，降低系統(tǒng)碳排放；在負(fù)荷快速波動時段，可跟蹤系統(tǒng)調(diào)度指令快速充放電，提升系統(tǒng)運行穩(wěn)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(tǒng)中，儲能還可作為虛擬同步機(jī)向系統(tǒng)釋放虛擬慣量，提升系統(tǒng)抗干擾能力。相比天然氣調(diào)峰電站、抽水蓄能等傳統(tǒng)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(shè)周期短、響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高等優(yōu)點，是電力系統(tǒng)理想的調(diào)節(jié)手段。根據(jù)國際能源署預(yù)測，在碳中和階段，儲能對負(fù)荷尖峰的支撐作用將超過火電、水電、生物質(zhì)發(fā)電等常規(guī)發(fā)電機(jī)組，尤其在可再生能源資源富集地區(qū)，儲能技術(shù)是屆時電力系統(tǒng)靈活性資源的主體。
二、政策環(huán)境與發(fā)展現(xiàn)狀
發(fā)展儲能已上升為國家戰(zhàn)略。中共中央國務(wù)院《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》明確提出要加快推進(jìn)抽水蓄能和新型儲能規(guī)?；瘧?yīng)用，以構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出到2025年，新型儲能實現(xiàn)從商業(yè)化初期到規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30GW以上；到2030年，新型儲能實現(xiàn)全面市場化發(fā)展，基本滿足新型電力系統(tǒng)需求?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展實施方案》提出電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本降低30%以上和推動長時間電儲能、氫儲能、熱（冷）儲能等新型儲能項目建設(shè)。此后，《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》《電力輔助服務(wù)管理辦法》《電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議（示范文本）》等政策又分別從項目準(zhǔn)入、備案、建設(shè)、并網(wǎng)、調(diào)度等各環(huán)節(jié)對新型儲能接入電力系統(tǒng)提出了具體要求。而2022年5月印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》進(jìn)一步聚焦運行環(huán)節(jié)，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方式，并明確了新型儲能充放電所涉及的輸配電價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(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機(jī)5.73GW，其中鋰離子電池占比超過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(yīng)用方面，當(dāng)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(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)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(cè)增量的3/4。
圖2 中國新型儲能與抽水蓄能裝機(jī)量
三、應(yīng)用場景與問題分析
我國新型儲能技術(shù)主要應(yīng)用場景包括電力輔助服務(wù)、用戶側(cè)電價管理、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(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高，與電力輔助服務(wù)的需求高度契合。2011年以來，電化學(xué)儲能就已參與調(diào)頻輔助服務(wù)，并較早實現(xiàn)了商業(yè)化運營。近幾年隨著電化學(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(diào)頻項目數(shù)量不斷增多，其中火電站配置電化學(xué)儲能提供調(diào)頻輔助服務(wù)已成為當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性最高的儲能應(yīng)用模式之一。但相比電能量調(diào)節(jié)，調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，短期內(nèi)大量儲能技術(shù)涌入調(diào)頻市場對調(diào)頻價格有較大沖擊，部分地區(qū)儲能調(diào)頻項目收益隨之下降。
用戶側(cè)電價管理。用戶側(cè)分時電價是實現(xiàn)負(fù)荷削峰填谷，提升系統(tǒng)運行效率，降低發(fā)輸配各環(huán)節(jié)成本的重要手段，也為用戶側(cè)儲能營造了峰谷價差套利的商業(yè)模式。但隨著各地電力市場化交易的逐步開展，用戶側(cè)峰谷電價差也趨于逐時波動，用戶側(cè)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)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，明確上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1；其他地方原則上不低于3∶1。隨著分時電價政策的完善，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(cè)新能源+儲能是近年來增速較快的一種儲能應(yīng)用模式。隨著風(fēng)電、光伏等波動性電源滲透率不斷提升，局部電網(wǎng)調(diào)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，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(cè)儲能配置規(guī)模持續(xù)提升，在現(xiàn)行機(jī)制下，配建儲能成本由發(fā)電側(cè)承擔(dān)，新能源發(fā)電企業(yè)運營壓力不斷加大。為提升新能源發(fā)電側(cè)儲能的經(jīng)濟(jì)性，青海、山東、山西等地陸續(xù)開始探索新能源發(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(shè)運營模式創(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(cè)儲能可提升現(xiàn)有輸配電線路利用率、減少或延緩新建輸配電設(shè)施投資。此外，儲能還可在電網(wǎng)事故時起到備用電源和應(yīng)急供電的作用，為電網(wǎng)企業(yè)帶來多重收益。2019年之前，國內(nèi)電網(wǎng)企業(yè)曾集中建設(shè)一批電網(wǎng)側(cè)新型儲能，但之后由于輸配電定價監(jiān)審的收緊，電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)運營面臨政策阻力，相關(guān)項目建設(shè)相應(yīng)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(tǒng)融合模式、長時調(diào)節(jié)能力等問題也日益凸顯。新型儲能充放電定價、成本疏導(dǎo)、投資監(jiān)管等政策機(jī)制也需持續(xù)完善。
儲能成本。當(dāng)前新型儲能面臨嚴(yán)峻的降成本挑戰(zhàn)。鋰電池是支撐新能源汽車和新型儲能產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵技術(shù)。2021年以來，受市場需求快速增長、上下游擴(kuò)產(chǎn)周期錯配、部分企業(yè)囤積居奇以及期貨市場不規(guī)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格持續(xù)上漲，鋰電池儲能系統(tǒng)設(shè)備采購中標(biāo)單價已從1200元/千瓦時上升至1500元/千瓦時。電池系統(tǒng)占儲能電站成本的60%以上，原材料價格上升導(dǎo)致新型儲能項目的整體經(jīng)濟(jì)性下降，目前部分已招標(biāo)項目暫緩執(zhí)行，商業(yè)化進(jìn)程明顯放緩。
圖3 電池級碳酸鋰價格走勢
融合模式。雖然我國已明確儲能在電力系統(tǒng)中的主體地位，但儲能以何種方式、采用何種配置融入系統(tǒng)還存在較大爭議。目前新型儲能接入系統(tǒng)可分為聯(lián)合體、獨立兩類模式。其中聯(lián)合體模式指儲能安裝至火電或新能源發(fā)電場站內(nèi)，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(shè)計、建設(shè)、核準(zhǔn)和并網(wǎng)成本，且可沿用常規(guī)電力運行調(diào)度方式，無需對現(xiàn)有系統(tǒng)運行規(guī)則大幅調(diào)整。獨立模式指儲能個體高壓側(cè)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、延緩線路投資的作用，有助于平抑局部電網(wǎng)或節(jié)點電價波動，實現(xiàn)其更多元的應(yīng)用價值。兩種模式各有優(yōu)勢，具體應(yīng)用還需根據(jù)具體情況分類施策。
圖4 新型儲能與電力系統(tǒng)融合模式
長時儲能。當(dāng)前火電機(jī)組仍是我國電力系統(tǒng)中電能量和靈活性的主要提供者。隨著波動性風(fēng)電和光伏電源比重逐步提升，電量越來越多由新能源發(fā)電提供，但新增的調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、慣量等不同時間尺度的靈活性服務(wù)需要尋找新的解決方案。當(dāng)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(jì)、高效地滿足小時級等中短時間尺度的靈活性調(diào)節(jié)需求，但其經(jīng)濟(jì)性尚不足以支撐跨日、跨周乃至跨月等長時間尺度的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、氫儲能、金屬空氣電池等技術(shù)可實現(xiàn)電力系統(tǒng)的長周期調(diào)節(jié)，見圖5，但也各自地存在選址、技術(shù)、產(chǎn)業(yè)化方面的問題，且隨著調(diào)節(jié)周期延長，以上四類方式都將面臨日益嚴(yán)峻的經(jīng)濟(jì)性挑戰(zhàn)。
圖5 各類儲能技術(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(shù)據(jù)引自文獻(xiàn)12，氫儲能成本數(shù)據(jù)引自文獻(xiàn)13、14，鈉離子電池成本數(shù)據(jù)引自文獻(xiàn)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(zhǔn)確把握儲能定位
不同于常規(guī)發(fā)用電資源，儲能本質(zhì)上提供的是能量轉(zhuǎn)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(cè)，影響其在輸配電環(huán)節(jié)的應(yīng)用價值，也可能導(dǎo)致儲能重復(fù)支付輸配電價、政府性基金及電價附加等問題，因此有必要對儲能充放電采用區(qū)別于一般發(fā)用電資源的定價機(jī)制。對于電網(wǎng)側(cè)儲能，國外曾提出采用收益積分（Revenue Crediting）的方式，即人為設(shè)定儲能監(jiān)管收益和市場收益之間的比例，同時要求電網(wǎng)企業(yè)采用向第三方采購儲能服務(wù)的方式規(guī)避市場壟斷問題，而第三方運營商可以在保證管制類服務(wù)的前提下，利用閑置儲能獲得市場收益。
（二）合理疏導(dǎo)儲能成本
首先，儲能的價值需要通過電力市場不同時點、節(jié)點的價格差異來體現(xiàn)，因此推動新型儲能發(fā)展，就要加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，為新型電力系統(tǒng)下各類靈活性資源營造更多元的應(yīng)用場景和更精確的價格信號。其次，要逐步將輔助服務(wù)成本傳導(dǎo)至用戶側(cè)，近中期參與市場化交易的用戶應(yīng)參與輔助服務(wù)費用分?jǐn)偅磥砀偁幮允袌鱿逻^渡至全體用戶承擔(dān)。三是，合理評估新型儲能對降低新能源發(fā)電基地外送線路及用戶側(cè)配電設(shè)施投資的作用，鼓勵將新型儲能技術(shù)納入輸配電投資規(guī)劃，合理界定輸配電服務(wù)對應(yīng)的儲能成本，并將其納入輸配電定價成本構(gòu)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)，但受動力電池需求增長和礦產(chǎn)資源供應(yīng)的限制，鋰離子電池儲能成本下降面臨較大阻力。因此應(yīng)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)資源依賴度，突破新型儲能降本瓶頸。中長期看，長時儲能是實現(xiàn)碳中和的必要支撐。但現(xiàn)有電化學(xué)儲能技術(shù)能量單元小、投資成本高，難以充分滿足新型電力系統(tǒng)大規(guī)模、長周期儲能需求。因此需加快制定長時儲能技術(shù)路線圖，著力推進(jìn)壓縮空氣、氫儲能、熱儲能等長時儲能技術(shù)研發(fā)與工程示范，研究制定相應(yīng)激勵政策和市場機(jī)制，合理把握不同時間尺度儲能技術(shù)推廣應(yīng)用節(jié)奏。
作者簡介
劉堅，博士，中國宏觀經(jīng)濟(jì)研究院能源研究所，副研究員，主要從事能源經(jīng)濟(jì)領(lǐng)域研究工作。
文章來源
本篇文章發(fā)表于《中國能源》雜志2022年第6期。
