发电侧储能的难点和支点

李新钰 尹海涛 瞿茜 来源:能源评论 编辑:jianping 发电侧储能
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。


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,而是各种类型的 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%。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 制对储能的收益起着决定性作用。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,储能运营商并没有多少谈判的 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。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130.31亿元,占上网 电费总额1.47%。其中发电机组分摊 费用合计114.29亿元,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。 

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,在目前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,电化学储能因其快速 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,那么扩容问题便 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,其总占地面积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


(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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