电化学储能作为新能源的“稳定器”,能够平抑出力波动,不仅可以提高新能源在当地的利用水平,也可以助力新能源跨区消纳。尽管电化学储能在发电侧已经有了很多示范项目,但在应用方面仍然有许多困难需要克服。

电化学储能前景光明 发电侧储能的难点和支点分析

向新能源转型不仅是世界各国的能源发展趋势,更是我国的既定国策。习近平总书记在巴黎会议上庄严承诺,到2030年中国非化石能源在一次能源消费中的比重要达到20%。根据国家发展改革委能源研究所发布的《中国新能源发展路线图2050》,到2050年,太阳能发电量将达到21000亿千瓦时,也就是说,光伏发电量要在2018年的基础上提高近11倍。要实现这个目标,储能将是绕不开的话题。

两类储能各不同

发电侧储能并不是因为新能源发展而出现的新事物,是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。从累计装机容量来看,目前抽水蓄能方式份额最大,但电化学储能因为其响应速度快、布点灵活等优点,代表着未来的发展方向。根据中关村储能联盟数据,2019年5月至2020年7月,全球新增发电侧电化学储能项目113个,中国新增发电侧电化学储能项目59个。目前,电化学储能已经成为发电侧储能应用领域的重要方式。

当前我国发电侧储能从用途上看主要有两类。

第一类是火电配储能。主要是保障发电厂具有一定的调频调峰能力,提高火电机组的运行效率和电网稳定性。同时,在能源结构转型过程中深度挖掘火电的改造空间,拓宽火电的盈利方式。火电配电化学储能在我国已有广泛应用,山西、广东、河北都有发电侧火储联合调频项目。

第二类是新能源配储能。相比火电,风电和光伏的间歇性和波动性很大,为保证电力系统的整体平衡,往往造成部分地区“弃风弃光”现象。2019年,在新能源发电集中的西北地区,弃风率和弃光率仍然很高。例如,新疆的弃风率和弃光率分别是14%和7.4%。电化学储能作为新能源的“稳定器”,能够平抑波动,不仅可以提高能源在当地的消纳能力,也可以辅助新能源的异地消纳。

当下面临五大难点

尽管电化学储能在发电侧已经有很多示范项目,但在应用方面仍然有许多困难需要克服。在政策和运营层面,主要面临以下几方面的挑战:

一是传统电力市场给储能留下的空间不大。发电侧储能的收益直接来源于电力市场,因此电力市场的总体运行状况对储能的发展有着直接影响。

根据国家能源局的数据,截至2020年1月,我国电力装机总量在20亿千瓦左右,2020年1~6月全国总用电量为33547亿千瓦时。这说明我国存在电力生产过剩的情况。同时,我国还不断有用于调峰的火电(燃气机组)、新能源机组上马,装机总量不断上升,导致储能的作用难以体现。

相比欧美国家,我国的电力设施很多都是近些年修建的,基础设施更为“坚强”,具有相当的容纳能力。这就使得电网对储能所提供的辅助服务没有强烈需求。在美国,由于新建电厂的审批控制以及电网的老化,电力公司急需储能来平抑波动和满足扩容需求,在此基础上形成了对储能的大量需求。

二是储能作为辅助服务市场主体的资格不明确。

储能的价值主要体现在它提供的辅助服务上,因此辅助服务市场的规制对储能的收益有着决定作用。在发电侧,电化学储能是作为发电厂机组的辅助设备运行的。作为机组的附属设备,电化学储能没有辅助服务市场独立的经营资格,由此导致电化学储能的收益具有很高的不确定性。由于很多发电侧的发电和储能是分开管理的,当政策变化时,由于没有主体地位,储能运营商可能没有多少谈判的能力,收益可能会进一步降低。

因此,发电侧储能的主体地位是个亟待解决的问题。目前,某些地区已经开始了这方面的尝试。例如,福建晋江的独立储能电站就拿到了“发电业务许可证”,以此为切入点让独立的发电侧储能进入电力市场。但即使如此,储能在市场中的身份和交易机制也不够健全。

根据2020年6月国家能源局福建监管办公室发布的《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》规定,独立储能电站的充电可以“采取目录峰谷电价或者直接参与调峰交易购买低谷电量”,放电时则“作为分布式电源就近向电网出售,价格按有关规定执行”。这就导致在调峰方面,储能的调峰收益更多是由计划和磋商决定的,充放电价的不明确给储能的收益带来很大的不确定性。即使在青海、湖北这样将电储能交易纳入调峰市场的省份,也只规定了储能电站充电时的交易机制,关于放电依然是“按照相关规定执行”。

除了以上的困难之外,由于储能在调频方面具有极好的性能,因此,储能的主体资格还面临着来自辅助服务市场内部成员的阻力。

三是辅助服务市场机制不完善。由于储能本身并不创造电能,因此储能的收益只能来自提供辅助服务的收费,而我国的辅助服务市场机制尚无法满足储能商业化运行的要求。

我国目前的辅助服务机制要求发电侧“既出钱又出力”,也就是要求并网发电企业必须提供辅助服务,同时辅助服务补偿费用要在发电企业中分摊。通过从这些企业中收取一部分资金,加上一部分补贴,形成一个资金池。调度中心根据各辅助服务主体的绩效打分,来决定发电企业能从这个资金池中收回多少份额。

以2019上半年为例,我国电力辅助服务总费用共130.31亿,占上网电费总额1.47%。其中发电机组分摊费用合计114.29亿,占87.71%。如此制度设计就决定了辅助服务市场基本是一个“零和博弈”,辅助服务的价值并没有得到很好的体现。

因此从发电厂的角度来看,如果大家都通过配套储能来提供辅助服务,那么会出现发电厂收益并无变化而成本却提高很多的问题,进而使发电厂缺乏安装储能设施的动力,这也是造成储能项目多是示范工程的原因。即使宏观政策支持发电侧储能的发展,这样的辅助服务机制也很难给发电侧提供正向激励。在辅助服务市场没有建立起来的情况下,储能的收入来源十分单一,很难达到商业运行的要求。

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[责任编辑:赵卓然]
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