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解決方案

不斷提高系統安全和(hé)綜合收益，将是所有儲能從業(yè)者必須要面對的問(wèn)題

發布時間：2023-9-10    來源：中(zhōng)國電力企業(yè)管理    浏覽次數：
儲能從業(yè)者常常将2017年視作儲能發展開啟的标志之年。這一年，首個(gè)系統性儲能産業(yè)發展政策《關(guān)于促進儲能技術(shù)與産業(yè)發展的指導意見》出台，明确了儲能在我國能源産業(yè)中(zhōng)的戰略定位。如(rú)今，5年過去了，儲能技術(shù)不斷優化，成本大幅下(xià)降，标準體系初步構建，項目建設取得較大進展，在起起落落之中(zhōng)，儲能跑完了“研發示範向商(shāng)業(yè)化初期過渡”的階段。
目前，我國儲能行業(yè)正處于從商(shāng)業(yè)化初期向規模化發展轉變的關(guān)鍵期，儲能的下(xià)一程能否跑得順利，經濟性是其中(zhōng)的重要因素之一。近日，國家發改委價格成本調查中(zhōng)心發布題為《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》的文(wén)章指出，“綜合考慮各類儲能技術(shù)應用特點、在新型電力系統中(zhōng)的功能作用和(hé)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(shù)相适應，且能夠體現其價值和(hé)經濟學屬性的成本疏導機制。”在“雙碳”目标的推動(dòng)下(xià)，我們有理由相信儲能的未來，但面對成本較高且社會經濟承受能力有限、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、技術(shù)成熟度和(hé)實用性有待提高等現實問(wèn)題，當下(xià)的儲能要在市場尋求突圍，所面對的挑戰是巨大的。
外熱内冷(lěng)的産業(yè)之憂
在2022年全球儲能行業(yè)發展回顧與展望研讨會暨《2022儲能産業(yè)研究白皮書》發布會上，中(zhōng)關(guān)村(cūn)儲能産業(yè)技術(shù)聯盟副秘書長嶽芬表示，2021年下(xià)半年至今，國家及地方政府密集出台了300多項與儲能相關(guān)的政策，加快完善相關(guān)政策機制，加大對儲能的支持力度，鼓勵儲能投資(zī)建設。
2021年儲能規模增長的數據或可(kě)反映政策引導的效果：《白皮書》數據顯示，2021年我國規劃、在建新型儲能項目規模23.8吉瓦/47.8吉瓦時，新型儲能新增規模首次突破2吉瓦，達到2.4吉瓦/4.9吉瓦時，同比增長54%。同時，《“十四五”新型儲能發展實施方案》（以下(xià)簡稱《實施方案》）為新型儲能的發展提出了具體目标：到2025年，新型儲能由商(shāng)業(yè)化初期步入規模化發展階段，具備大規模商(shāng)業(yè)化應用條件；到2030年，新型儲能全面市場化發展。
但在産業(yè)高速增長的背後，《白皮書》也指出，已投建儲能項目大多還未形成穩定合理的收益模式，很多中(zhōng)小企業(yè)仍然舉步維艱。
理論上，儲能的應用場景廣泛，在發電側、電網側和(hé)用戶側均可(kě)體現不同的價值：在發電側可(kě)增發上網電量，減少(shǎo)棄風棄光，參與輔助服務；在電網側，可(kě)提供調峰調頻等服務，緩解電網阻塞、延緩設備升級；在用戶側可(kě)自發自用、參與峰谷電價套利，提升用電可(kě)靠性。但在實際應用中(zhōng)，受限于用戶側總體的電價承受能力，無論在發電、電網、用電側，均沒有穩定的商(shāng)業(yè)模式。
在發電側，依靠減少(shǎo)棄風棄光獲得收益有限，且棄風棄光不一定長期存在，輔助服務市場産品單一，火儲聯合調頻競争激烈，價格變動(dòng)風險大；在電網側，除抽水蓄能之外，項目投資(zī)收益渠道尚不明确，成本定價和(hé)參與電力市場的雙重回收機制尚未建立；在用戶側，受制于用戶自身經營情況和(hé)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(zhàn)配置儲能的情況下(xià)，近年來，國内儲能市場的增長主要由發電側來驅動(dòng)。但在“用起來很貴”、算不過賬的情況下(xià)，配置儲能常常淪為新能源場站(zhàn)取得并網指标的工具，“配而不用”的情況比比皆是。儲能設施白白投入，電站(zhàn)開發的利潤空間被壓縮，整個(gè)系統成本升高卻難見效益。
收益難保障，項目經濟性低迷，是儲能發展至今邁不過的一道坎。長期來看，儲能商(shāng)業(yè)模式無法有效建立，産業(yè)高速增長之下(xià)難以确保發展質量，将造成下(xià)遊企業(yè)盲目追求低成本，破壞市場良性競争，進一步加劇儲能企業(yè)的生存和(hé)盈利的難度。
獨立儲能商(shāng)業(yè)模式初探
較之行政要求下(xià)的“指标性”上馬，建立更加靈活和(hé)開放的市場機制，對于儲能的發展更有引導效果。在過去的一年裡，電力市場和(hé)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模大、電力現貨市場推進較快的地區已開啟探索獨立儲能盈利機制之路(lù)。
山東省首批儲能示範項目已全部并網發電，在電網削峰填谷中(zhōng)發揮越來越重要的作用，通(tōng)過慶雲獨立儲能示範項目的建設，中(zhōng)國三峽新能源集團股份有限公司山東分公司副總經理汝會通(tōng)對電化學儲能電站(zhàn)的建設運營産生了更加深刻的理解：“山東是經濟大省，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，省内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，山東能監辦、山東發改委、山東能源局印發《關(guān)于做好2022年山東省電力現貨市場結算試運行有關(guān)工作的通(tōng)知》（魯監能市場函〔2022〕8号），新增獨立儲能設施參與市場要求。在現貨市場運行的背景下(xià)，山東鼓勵獨立儲能電站(zhàn)通(tōng)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(zhōng)長期交易、現貨、調峰、備用等多個(gè)電力市場，全面釋放儲能價值。
山東電力現貨市場規則規定獨立儲能設施作為發電側市場主體在滿足電網接入技術(shù)規範的情況下(xià)，可(kě)以自主參與調頻輔助服務市場或以自調度模式參與電能量市場。“山東現貨價格最低的時候已經出現負電價，價格最高的時候能達到1.1~1.2元/千瓦時。在現貨市場中(zhōng)，儲能電站(zhàn)利用峰谷價差調整充放電曲線可(kě)以獲得較為可(kě)觀的收益。”國網山東省電力公司萊蕪供電公司營銷部主任朱從民表示。
根據山東省電力現貨市場交易規則，山東獨立儲能有三方面的收益來源：其一是在現貨市場中(zhōng)參與電能量市場，通(tōng)過充放電差價套利，儲能電站(zhàn)充電電量目前暫按照單一制電價結算。
對于獨立儲能電站(zhàn)給與自主調度機制，可(kě)以使其按照自身的市場策略來選擇充放電時機。自主調度的機制可(kě)以使充放電的套利更具有确定性。
其二是容量電費。近日，山東省出台《關(guān)于電力現貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通(tōng)知》（魯發改價格〔2022〕247号），成為全國首個(gè)将獨立儲能電站(zhàn)列入補償機組範圍的省份。這一政策的出台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，目前投産的儲能項目放電時長和(hé)可(kě)靠性仍然無法和(hé)抽水蓄能、火電等傳統電源一樣，使用火電的容量電費機制有一定争議。
其三是租賃業(yè)務。對于規模較小的新能源電站(zhàn)而言，自建儲能成本太高，且儲能電站(zhàn)各處分散不利于管理。因此，一些新能源場站(zhàn)可(kě)通(tōng)過租賃的方式獲得相應的調峰能力。但目前租賃的供給較少(shǎo)，尚未搭建起統一的租賃平台。
在諸多政策機制利好的情況下(xià)，山東儲能市場迎來新一輪投資(zī)熱潮。“但目前山東獨立儲能電站(zhàn)還處于示範階段，并未到真正的商(shāng)業(yè)爆發期，在初步建立商(shāng)業(yè)模式的基礎上，後續效果仍需要在試運行中(zhōng)持續觀察。”朱從民說。
儲能下(xià)一程怎麼走？
去年5月(yuè)，國家發改委發布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明确了抽水蓄能發展“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，以競争性方式形成電量電價，将容量電價納入輸配電價回收。”這一價格政策為此前發展低迷的抽水蓄能注入了強心劑：國家電網“十四五”拟投資(zī)超1000億元、新增開工2000萬千瓦以上抽水蓄能電站(zhàn)；南方電網宣布，未來十年，将建成投産2100萬千瓦抽水蓄能。儲能從業(yè)人士呼籲，新型儲能應參照抽蓄建立适用新型儲能特點的容量電價政策，形成穩定合理的收益空間。
但也有觀點認為，一方面，電化學儲能能否提供可(kě)靠的容量支撐存在争議，另一方面如(rú)何合理确定新型儲能容量電價水平也是一個(gè)複雜的問(wèn)題。“市場是公平、開放、競争性的，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(dòng)慣量、爬坡卸負荷等多種功能；在調峰方面，火電機組具有強替代性，電化學儲能在市場中(zhōng)并不占優勢，當系統需要容量時，電化學儲能能拿得出來多少(shǎo)？”某業(yè)内人士提出質疑。
一些業(yè)内人士認為，以新型儲能當前的技術(shù)成熟度、經濟适用性、安全可(kě)靠性而言，尚未到給與其容量電價機制的時候。“一方面，電力系統當前的調節能力仍有挖潛空間，尤其是規模龐大的存量火電需要充分挖掘其調節能力，對于新型儲能的需求并沒有那麼迫切；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将推高用電成本。當前用電成本已經上漲，在經濟下(xià)行壓力加大的形勢下(xià)，尤其需要考慮到産業(yè)發展乃至全社會的承受能力。如(rú)果未來新能源裝機占比進一步提升，系統調節矛盾進一步加劇，用戶願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)内人士表示。
從儲能自身的發展角度來講，減少(shǎo)投資(zī)成本、确保安全性仍是重中(zhōng)之重的工作。儲能成本何時突破經濟性拐點，對于這一問(wèn)題，業(yè)内長久以來樂(yuè)此不疲地給與了各種預測。最近，技術(shù)最為成熟、成本相對最低、應用最為廣泛的锂電池原材料價格暴漲，導緻了下(xià)遊成本大幅上升，在短(duǎn)期内對儲能成本降低形成了阻礙。
在近一年内，锂電池原材料價格暴漲200%，預計今年以碳酸锂為原材料的電池市場還将繼續大規模增長，但原料供給不足，成本或将持續走高，儲能投資(zī)壓力倍增。
一個(gè)更為長遠(yuǎn)的問(wèn)題在于，由于全球具備經濟開采價值的锂元素資(zī)源有限，相對于新型電力系統的海量需求，資(zī)源儲量限制了锂電池的進一步發展，因此，布局多種技術(shù)路(lù)線尤為重要。當前，儲能技術(shù)種類繁多，特點各異，國家能源局明确鼓勵開展多種儲能示範應用，在及時掌握各類儲能技術(shù)發展進程及成本效益情況下(xià)，對相同應用場景不同類别儲能技術(shù)的經濟性進行比較研究，科學客觀合理分析各類儲能技術(shù)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展的生命底線。儲能系統集成設計涉及專業(yè)多，設計複雜，如(rú)直流側安全保護，系統級安全設計，設備間的匹配和(hé)聯動(dòng)，電芯級的均溫設計，均要求專業(yè)的廠家幹專業(yè)的事。但在儲能産業(yè)發展初期，一些缺乏核心技術(shù)的企業(yè)受政策吸引進入行業(yè)，行業(yè)發展不規範，安全事故時有發生。在激增的市場需求和(hé)複雜的應用場景面前，全球儲能安全事故頻發，國内近一年也接連發生安全事故。
“大型的獨立儲能電站(zhàn)仍是新鮮事物，許多設計功能還有待工程驗證。在實踐中(zhōng)，人們更多地關(guān)注電池的安全性能，而對系統的優化投入甚少(shǎo)。儲能電站(zhàn)是一個(gè)複雜的體系，PCS、BMS、EMS等系統具有強耦合關(guān)系，不是小系統的簡單堆積、拼湊就可(kě)以實現安全運行的。
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