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。

四是储能标准缺位。我国电化学储能行业近几年才初具规模,储能电池还没有国家层面的标准规范。在没有确定标准的情况下,储能电池的回收和梯级利用也难以有效实施。例如,部分地区在探索退役动力电池应用于储能领域,但储能电池的要求和动力电池有很大不同,错误的梯级利用不仅带来效率方面的问题,更严重的是存在安全隐患。而且,相关法规的确缺失,可能会导致储能电池出现像铅蓄电池一样的回收乱象。

五是运营问题。储能的运营问题主要在于储能的容量和成本。现有的发电侧储能项目容量一般在10~200兆瓦时之间,多数不超过100兆瓦时,考虑到未来新能源装机容量越来越大,这样的储能规模显然难以充分助力新能源消纳。现有的电化学储能可以通过技术手段轻松增加容量,当然,随之而来的安全问题也需要高度关注。

电化学储能的成本问题更是储能难以大规模投入的重要原因之一。以光伏发电为例,在西北等光伏资源丰富地区,虽然已经可以做到平价上网,然而配套储能设施如果没有相应的激励或者补贴政策,发电成本就会大大提高。再考虑到设备的衰减和老化问题,成本的回收会更加困难。

因此,目前在没有明确且足够的政策补贴时,电化学储能难以大规模地投入使用。

未来需要四大支点

尽管电化学储能有以上的种种限制,它的前景却是明朗的。随着我国能源转型以及电力市场改革的不断深化,电化学储能未来的定位会越来越清晰,应用的价值也会越来越得到体现。

第一,提高消纳能力。

未来新能源发电会占有越来越大的比例。与此共生的消纳市场给电化学储能带来了广阔的发展空间。一方面,新能源配储能可以帮助解决新能源在当地的消纳问题,储能能帮助风电和光电摆脱“垃圾电”的影响。更重要的是,由于我国的风、光资源主要集中在西北部,而需求负荷主要集中在沿海地区。如果未来要更多地依靠新能源,那么电力的跨地区转移就是一个必须解决的问题。这也是特高压进入我国“新基建”计划的一个原因。通过特高压,大量的新能源电力可以转移到沿海区域而中途没有过多的损失。

第二,扩大电力市场容量。

随着电力市场改革的不断深入,在价格机制的引导下,未来新电厂的建设会放缓。同时,用电需求仍然会不断上涨。考虑到电网的经济性,相比于建设新的电厂,未来更多的关注点会集中在电力系统的优化方面。例如通过合理的削峰填谷、需求响应来解决电力市场的扩容问题。

在这方面,电化学储能由于其快速的响应能力,在未来的电力容量市场中具有相当大的潜力。如果通过EMS(能源管理系统)能让储能在容量市场充分发挥其作用,那么扩容问题能得到部分解决。

第三,促进市场价格机制形成。

本着“谁受益,谁承担”的原则,目前的辅助服务成本分配方式不尽合理。国家发展改革委、国家能源局在不久前发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中指出:“进一步完善调峰补偿机制,加快推进电力调峰等辅助服务市场化,探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制,提高调峰积极性。推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”如此,让所有受益的市场主体,都来承担辅助服务成本,辅助服务的价值才能在市场中得到较好的体现。发电侧储能将有更大的积极性在应用方面进行尝试和投入,电力用户也会根据市场价格进行需求的自我调整,从而提高电力系统的整体运行效率。

第四,对生态环境影响小。

在不同的储能方式之间,电化学储能在环境保护方面也有其优势。以抽水蓄能为例,一般需要在山地环境下建设上下水库、安装大型发电机组,电站建设运行可能会对周围的生态环境产生影响。而电化学储能在选址上没有抽水蓄能那么多的地理限制条件,且占地面积小很多。以晋江储能电站为例,总占地面积10887平方米,以围墙内面积计算,全站能量密度为42.5千瓦时/平方米。在电化学储能应用和回收技术不断进步的情况下,预计对于生态环境的影响会远小于抽水蓄能。

(作者尹海涛、瞿茜均供职于上海交通大学行业研究院和中国城市治理研究院,李新钰系上海交通大学安泰经济与管理学院研究生)

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[责任编辑:赵卓然]
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