電力工程解決方案服務商
專于電力安裝十二年，高效可靠的支持與服務。專業(yè) 安全 省心
不斷提高系統(tǒng)安全和綜合收益，將是所有儲能從業(yè)者必須要面對的問題
發(fā)布時間：2023年09月10日 來源：中國電力企業(yè)管理 瀏覽次數(shù)：儲能從業(yè)者常常將2017年視作儲能發(fā)展開啟的標志之年。這一年，首個系統(tǒng)性儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》出臺，明確了儲能在我國能源產(chǎn)業(yè)中的戰(zhàn)略定位。如今，5年過去了，儲能技術不斷優(yōu)化，成本大幅下降，標準體系初步構建，項目建設取得較大進展，在起起落落之中，儲能跑完了“研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡”的階段。
目前，我國儲能行業(yè)正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變的關鍵期，儲能的下一程能否跑得順利，經(jīng)濟性是其中的重要因素之一。近日，國家發(fā)改委價格成本調(diào)查中心發(fā)布題為《完善儲能成本補償機制 助力構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)》的文章指出，“綜合考慮各類儲能技術應用特點、在新型電力系統(tǒng)中的功能作用和提供的服務是否具有公共品屬性等因素，研究提出與各類儲能技術相適應，且能夠體現(xiàn)其價值和經(jīng)濟學屬性的成本疏導機制。”在“雙碳”目標的推動下，我們有理由相信儲能的未來，但面對成本較高且社會經(jīng)濟承受能力有限、市場機制不完善、價格機制不明朗、公共服務價值無法充分體現(xiàn)、技術成熟度和實用性有待提高等現(xiàn)實問題，當下的儲能要在市場尋求突圍，所面對的挑戰(zhàn)是巨大的。
外熱內(nèi)冷的產(chǎn)業(yè)之憂
在2022年全球儲能行業(yè)發(fā)展回顧與展望研討會暨《2022儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書》發(fā)布會上，中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長岳芬表示，2021年下半年至今，國家及地方政府密集出臺了300多項與儲能相關的政策，加快完善相關政策機制，加大對儲能的支持力度，鼓勵儲能投資建設。
2021年儲能規(guī)模增長的數(shù)據(jù)或可反映政策引導的效果：《白皮書》數(shù)據(jù)顯示，2021年我國規(guī)劃、在建新型儲能項目規(guī)模23.8吉瓦/47.8吉瓦時，新型儲能新增規(guī)模首次突破2吉瓦，達到2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%。同時，《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（以下簡稱《實施方案》）為新型儲能的發(fā)展提出了具體目標：到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件；到2030年，新型儲能全面市場化發(fā)展。
但在產(chǎn)業(yè)高速增長的背后，《白皮書》也指出，已投建儲能項目大多還未形成穩(wěn)定合理的收益模式，很多中小企業(yè)仍然舉步維艱。
理論上，儲能的應用場景廣泛，在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側均可體現(xiàn)不同的價值：在發(fā)電側可增發(fā)上網(wǎng)電量，減少棄風棄光，參與輔助服務；在電網(wǎng)側，可提供調(diào)峰調(diào)頻等服務，緩解電網(wǎng)阻塞、延緩設備升級；在用戶側可自發(fā)自用、參與峰谷電價套利，提升用電可靠性。但在實際應用中，受限于用戶側總體的電價承受能力，無論在發(fā)電、電網(wǎng)、用電側，均沒有穩(wěn)定的商業(yè)模式。
在發(fā)電側，依靠減少棄風棄光獲得收益有限，且棄風棄光不一定長期存在，輔助服務市場產(chǎn)品單一，火儲聯(lián)合調(diào)頻競爭激烈，價格變動風險大；在電網(wǎng)側，除抽水蓄能之外，項目投資收益渠道尚不明確，成本定價和參與電力市場的雙重回收機制尚未建立；在用戶側，受制于用戶自身經(jīng)營情況和負荷水平，盈利模式過于依賴峰谷價差套利。
在地方強制要求新能源場站配置儲能的情況下，近年來，國內(nèi)儲能市場的增長主要由發(fā)電側來驅動。但在“用起來很貴”、算不過賬的情況下，配置儲能常常淪為新能源場站取得并網(wǎng)指標的工具，“配而不用”的情況比比皆是。儲能設施白白投入，電站開發(fā)的利潤空間被壓縮，整個系統(tǒng)成本升高卻難見效益。
收益難保障，項目經(jīng)濟性低迷，是儲能發(fā)展至今邁不過的一道坎。長期來看，儲能商業(yè)模式無法有效建立，產(chǎn)業(yè)高速增長之下難以確保發(fā)展質量，將造成下游企業(yè)盲目追求低成本，破壞市場良性競爭，進一步加劇儲能企業(yè)的生存和盈利的難度。
獨立儲能商業(yè)模式初探
較之行政要求下的“指標性”上馬，建立更加靈活和開放的市場機制，對于儲能的發(fā)展更有引導效果。在過去的一年里，電力市場和價格改革加速推進，給儲能市場打開了更大的想象空間。最近，山東、甘肅、山西等新能源裝機規(guī)模大、電力現(xiàn)貨市場推進較快的地區(qū)已開啟探索獨立儲能盈利機制之路。
山東省首批儲能示范項目已全部并網(wǎng)發(fā)電，在電網(wǎng)削峰填谷中發(fā)揮越來越重要的作用，通過慶云獨立儲能示范項目的建設，中國三峽新能源集團股份有限公司山東分公司副總經(jīng)理汝會通對電化學儲能電站的建設運營產(chǎn)生了更加深刻的理解：“山東是經(jīng)濟大省，也是新能源大省，分布式光伏裝機全國第一、光伏總裝機全國第三、風電裝機全國第六，省內(nèi)用電負荷與新能源出力典型曲線難以匹配，對儲能的需求十分迫切。”
今年年初，山東能監(jiān)辦、山東發(fā)改委、山東能源局印發(fā)《關于做好2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行有關工作的通知》（魯監(jiān)能市場函〔2022〕8號），新增獨立儲能設施參與市場要求。在現(xiàn)貨市場運行的背景下，山東鼓勵獨立儲能電站通過“電能量市場+輔助服務市場+租賃市場”等多種模式，同時參與中長期交易、現(xiàn)貨、調(diào)峰、備用等多個電力市場，全面釋放儲能價值。
山東電力現(xiàn)貨市場規(guī)則規(guī)定獨立儲能設施作為發(fā)電側市場主體在滿足電網(wǎng)接入技術規(guī)范的情況下，可以自主參與調(diào)頻輔助服務市場或以自調(diào)度模式參與電能量市場。“山東現(xiàn)貨價格最低的時候已經(jīng)出現(xiàn)負電價，價格最高的時候能達到1.1~1.2元/千瓦時。在現(xiàn)貨市場中，儲能電站利用峰谷價差調(diào)整充放電曲線可以獲得較為可觀的收益。”國網(wǎng)山東省電力公司萊蕪供電公司營銷部主任朱從民表示。
根據(jù)山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，山東獨立儲能有三方面的收益來源：其一是在現(xiàn)貨市場中參與電能量市場，通過充放電差價套利，儲能電站充電電量目前暫按照單一制電價結算。
對于獨立儲能電站給與自主調(diào)度機制，可以使其按照自身的市場策略來選擇充放電時機。自主調(diào)度的機制可以使充放電的套利更具有確定性。
其二是容量電費。近日，山東省出臺《關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知》（魯發(fā)改價格〔2022〕247號），成為全國首個將獨立儲能電站列入補償機組范圍的省份。這一政策的出臺對儲能而言被認為是解決成本疏導、分攤機制的“及時雨”。
也有不同聲音認為，目前投產(chǎn)的儲能項目放電時長和可靠性仍然無法和抽水蓄能、火電等傳統(tǒng)電源一樣，使用火電的容量電費機制有一定爭議。
其三是租賃業(yè)務。對于規(guī)模較小的新能源電站而言，自建儲能成本太高，且儲能電站各處分散不利于管理。因此，一些新能源場站可通過租賃的方式獲得相應的調(diào)峰能力。但目前租賃的供給較少，尚未搭建起統(tǒng)一的租賃平臺。
在諸多政策機制利好的情況下，山東儲能市場迎來新一輪投資熱潮。“但目前山東獨立儲能電站還處于示范階段，并未到真正的商業(yè)爆發(fā)期，在初步建立商業(yè)模式的基礎上，后續(xù)效果仍需要在試運行中持續(xù)觀察。”朱從民說。
儲能下一程怎么走？
去年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確了抽水蓄能發(fā)展“堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。”這一價格政策為此前發(fā)展低迷的抽水蓄能注入了強心劑：國家電網(wǎng)“十四五”擬投資超1000億元、新增開工2000萬千瓦以上抽水蓄能電站；南方電網(wǎng)宣布，未來十年，將建成投產(chǎn)2100萬千瓦抽水蓄能。儲能從業(yè)人士呼吁，新型儲能應參照抽蓄建立適用新型儲能特點的容量電價政策，形成穩(wěn)定合理的收益空間。
但也有觀點認為，一方面，電化學儲能能否提供可靠的容量支撐存在爭議，另一方面如何合理確定新型儲能容量電價水平也是一個復雜的問題。“市場是公平、開放、競爭性的，較之電化學儲能，抽水蓄能容量大，效率高，價格便宜，還具備提供轉動慣量、爬坡卸負荷等多種功能；在調(diào)峰方面，火電機組具有強替代性，電化學儲能在市場中并不占優(yōu)勢，當系統(tǒng)需要容量時，電化學儲能能拿得出來多少？”某業(yè)內(nèi)人士提出質疑。
一些業(yè)內(nèi)人士認為，以新型儲能當前的技術成熟度、經(jīng)濟適用性、安全可靠性而言，尚未到給與其容量電價機制的時候。“一方面，電力系統(tǒng)當前的調(diào)節(jié)能力仍有挖潛空間，尤其是規(guī)模龐大的存量火電需要充分挖掘其調(diào)節(jié)能力，對于新型儲能的需求并沒有那么迫切；另一方面，無論是抽水蓄能還是電化學儲能，給與容量電價最終都將推高用電成本。當前用電成本已經(jīng)上漲，在經(jīng)濟下行壓力加大的形勢下，尤其需要考慮到產(chǎn)業(yè)發(fā)展乃至全社會的承受能力。如果未來新能源裝機占比進一步提升，系統(tǒng)調(diào)節(jié)矛盾進一步加劇，用戶愿意為用電清潔化承擔更高的電價，或許新型儲能才會成為剛需。”某業(yè)內(nèi)人士表示。
從儲能自身的發(fā)展角度來講，減少投資成本、確保安全性仍是重中之重的工作。儲能成本何時突破經(jīng)濟性拐點，對于這一問題，業(yè)內(nèi)長久以來樂此不疲地給與了各種預測。最近，技術最為成熟、成本相對最低、應用最為廣泛的鋰電池原材料價格暴漲，導致了下游成本大幅上升，在短期內(nèi)對儲能成本降低形成了阻礙。
在近一年內(nèi)，鋰電池原材料價格暴漲200%，預計今年以碳酸鋰為原材料的電池市場還將繼續(xù)大規(guī)模增長，但原料供給不足，成本或將持續(xù)走高，儲能投資壓力倍增。
一個更為長遠的問題在于，由于全球具備經(jīng)濟開采價值的鋰元素資源有限，相對于新型電力系統(tǒng)的海量需求，資源儲量限制了鋰電池的進一步發(fā)展，因此，布局多種技術路線尤為重要。當前，儲能技術種類繁多，特點各異，國家能源局明確鼓勵開展多種儲能示范應用，在及時掌握各類儲能技術發(fā)展進程及成本效益情況下，對相同應用場景不同類別儲能技術的經(jīng)濟性進行比較研究，科學客觀合理分析各類儲能技術成本結構、影響因素及變化趨勢。
《實施方案》的四大基本原則指出安全始終是儲能發(fā)展的生命底線。儲能系統(tǒng)集成設計涉及專業(yè)多，設計復雜，如直流側安全保護，系統(tǒng)級安全設計，設備間的匹配和聯(lián)動，電芯級的均溫設計，均要求專業(yè)的廠家干專業(yè)的事。但在儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，一些缺乏核心技術的企業(yè)受政策吸引進入行業(yè)，行業(yè)發(fā)展不規(guī)范，安全事故時有發(fā)生。在激增的市場需求和復雜的應用場景面前，全球儲能安全事故頻發(fā)，國內(nèi)近一年也接連發(fā)生安全事故。
“大型的獨立儲能電站仍是新鮮事物，許多設計功能還有待工程驗證。在實踐中，人們更多地關注電池的安全性能，而對系統(tǒng)的優(yōu)化投入甚少。儲能電站是一個復雜的體系，PCS、BMS、EMS等系統(tǒng)具有強耦合關系，不是小系統(tǒng)的簡單堆積、拼湊就可以實現(xiàn)安全運行的。
