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我国电池储能电站发展的现状、问题及建议



  、可再生能源接入、分布式能源存储及终端用户等多个领域得到广泛应用。但是受制于电池储能电站自身技术经济性、现行输配电定价办法要求和电价应用体系及补贴机制的约束,电池储能电站规模化发展面临严峻的挑战。因此,本文在总结分析当前主流电池储能技术经济特性的基础上,对我国电池储能电站发展的现状及存在的主要问题进行分析,在此基础上总结国外电池储能电站商业运营模式经验,提出促进我国电池储能电站规模化发展的相关政策建议。

  (来源:微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者:何 姣等)

  电化学储能主要包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池等。目前用于规模化储能的电池主要以铅蓄、锂离子和全钒液流电池为主,这三类典型规模化储能电池的技术经济特性如表所示。从表中各项指标的综合比较可以得出各电池技术参数的优劣势。综合各项指标数据来看,磷酸铁锂电池相对更优,是当前我国电池储能技术推广应用的主流技术。此外,相比较抽水蓄能等其他储能方式,电池储能电站具有以下五个方面的优势:第一,设计灵活、配置方便,采用模块化设计,基本上不受地理条件的限制;第二,响应速度快,毫秒级时间尺度内实现额定功率范围内的有功无功的输入和输出;第三,精准控制,能够在可调范围内的任何功率点保持稳定输出;第四,具有双向调节能力,既可以充电作为用电负荷,又可以放电作为电源,具有额定功率双倍的调节能力;第五,电池储能电站技术相对成熟,建设周期短,能够快速响应应用需求。正是由于电池储能技术具有上述优势,使得其广泛应用于配合平抑新能源出力波动、提高电能质量、削峰填谷、调峰调频、提高供电能力、提高孤立电网稳定性及作为应急备用电源提供供电可靠性等多个方面。

  电池储能技术日趋成熟。电池储能技术是当前研究热点,多种新型电池技术仍在不断推出,如钛酸锂电池、铅碳电池和锌溴电池等。以长寿命、高安全、低成本及高可靠为发展趋势。近年来,我国电池储能电站的安全性、循环使用寿命、环保性等关键技术指标均得到了大幅提升。

  装机容量规模快速发展。截至2019年底,中国电化学储能市场累积装机功率规模为1592.7兆瓦,较2015年的167.0兆瓦在短短的五年时间内增长了近10倍。尤其是近年来电网侧一系列电池储能电站项目,如江苏镇江101兆瓦/202兆瓦时储能电站、冀北电力公司风光储示范工程等相继并网运行,极大地推动了储能电站的规模化发展。总体上来看,电池储能电站规模化运行一方面减少了电源及电网投资,提高存量资产利用效率;另一方面电池储能与风电、光电联合应用,在提升电网接纳清洁能源的能力、平稳发电出力、减缓可再生能源弃风弃光等方面均发挥了重要作用。

  单位成本逐年下降。正是由于近年来我国电池储能电站技术水平的提高和规模化商业运营,使得电池储能电站单位成本呈现逐年下降趋势。根据相关数据显示,2010年我国锂电池储能电站的价格综合度电成本为2.42元/千瓦时,2018年为0.4~0.5元/千瓦时,成本下降趋势遵循完美的学习曲线,乐橙,反过来促进了电池储能电站的规模化发展和技术水平提升。

  虽然近年来我国电池储能在技术水平、装机容量规模和成本降低等方面取得了显著成效,但是也存在以下三个方面的问题:

  技术经济性约束。虽然电池储能电站在响应速度、双向调节、精准控制等方面具有其他电源所不具备的多重优势,但是其发电装机容量相对火电、水电等传统电源甚至风光等可再生能源而言仍然偏小。与同为储能的抽水蓄能电站相比,电池储能的整体技术经济性能要明显偏低,不同类型电池储能的度电成本是抽水蓄能电站的3~6倍,因此难以像抽水蓄能电站一样共同参与电力市场化交易。此外,虽然近年来电池储能的度电成本呈现逐年下降趋势,但是根据专家测算结果显示,电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/千瓦时,距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/千瓦时还有相当的差距。

  投资成本难以从输配电价中疏导。输配电价改革前,电网公司所属储能电站主要通过单一租赁模式获得电网公司支付的服务费,并且按照调度指令提供调峰调频调相服务。2019年5月28日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《输配电定价成本监审办法》明确提出,“与电网企业输配电业务无关的费用,包括电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用等,不得计入输配电定价成本。”因此,当前电池储能设施的成本费用基本上不可能通过输配电成本收回,而是像火电、水电等传统电源一样参与电力市场交易。由于电池储能技术经济性约束,显然难以获得输配电价改革前的收入,从而产生搁浅成本。当然目前国外也有一些说法认为电池储能应该构成输配电网络的一部分,而不是归类为发电,采取这种方式有可能将这些服务的成本合并到为电网使用而征收的成本中。此外,近年来电网公司也进一步严格控制电网侧电池储能电站的投资,其中,国家电网公司2019年12月发布的《关于进一步严格控制电网投资的通知》明确规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设,这也将极大地限制电池储能的规模化应用。

  缺乏完善的应用电价体系和补偿机制。目前,政府主管部门均针对火电、水电、核电及其他可再生能源发电制定了相适应的上网电价政策,但是由于电池储能单位装机容量成本相对其他电源类型要高,且具有多种功能与技术路线等特点,政府主管部门为每种功能和技术单独制定储能上网电价政策显然是不现实的,而且也不符合我国电力体制改革的大方向。当然,针对我国电池储能业务的盈利来源与发展定位,2017年10月国家发展改革委等五部委联合出台的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》,明确提出鼓励储能项目开发商自行寻找盈利方式,例如利用一些现有电力市场机制,提供辅助服务,以及未来可能出台如抽水蓄能领域中类似的容量支付费用等机制。目前与规模化电池储能发展相关的我国电价政策与补偿机制主要包括峰谷电价、“两个细则”与辅助服务市场及与储能相关的补贴政策等,但这些政策并非为规模化电池储能专门设计,难以获得稳定的收入来源以实现规模化电池储能成本回收。例如,虽然销售侧峰谷电价政策在全国大多数省份执行,但是大多数地区峰谷价差在0.6元/千瓦时以下,远远小于日本、美国等国家的价差水平。销售侧峰谷电价执行范围较窄、峰谷价差小将使得电池储能项目投资商套利不足,无法回收投资。

  截至2019年,全球储能项目装机容量规模累计达到183.1吉瓦,其中电化学储能装机容量为9520.5兆瓦,占比5.2%。目前美国、英国、德国、日本等发达国家电池储能发展迅速,商业化应用相对成熟,在电力系统应用领域广泛。其中,美国不再将储能和其他电源进行简单的成本比较,而是视储能为可以降低系统总成本的一项技术。根据美国能源署报告显示,2010年,美国仅有7个可运行的电池储能系统,分别占59兆瓦的装机容量和21兆瓦时的电能量,而到2018年底,美国共有125个可运行的电池存储系统,提供总计869兆瓦的装机容量和1236兆瓦时的电能量,以提高电网可靠性并减少对化石燃料的依赖。近年来随着电池储能系统的快速增长,美国每单位度电平均成本呈现快速下降趋势,2015~2017年由2153美元/千瓦时下降至834美元/千瓦时,下降了61%。

  目前国外电池储能电站主要采用的商业运营模式包括提供电力辅助服务、参与容量市场拍卖、补贴支持政策等,但是在发电、输配电和终端电力用户等环节商业运营模式存在一定的差异。当然,大多数电池储能电站很少采用单一的商业运营模式,而是应用多种模式的组合以实现储能电站的收入和利润最大化。

  提供电力辅助服务。电池存储提供商可以向电网运营商提供包括调峰、调频、平衡服务、黑启动等一系列的辅助服务。美国联邦能源监管委员会分别在2007年、2011年和2013年推出了890法案、755法案和784/792法案,明确了电池储能电站参与电力调频服务合法地位及保障投资回收并实现盈利的问题。在美国,75%的电池大规模存储电能容量提供频率调节,这有助于系统快速平衡短时间内出现的电力供需差异。美国PJM互联公司电力市场是全球第一个通过“按性能付费”的竞争性市场结构来评估储能系统提供频率调节辅助服务能力的市场。日本政府要求电网公司在输电网上安装电池来稳定频率或从供应商购买辅助服务。

  参与容量市场拍卖。目前英国、法国等欧洲国家已经允许电池储能参与容量市场机制。其中,英国最早将电池储能电站纳入到容量市场中提供需求侧响应服务,并且2016年首次有超过500兆瓦的新建电池储能在容量市场拍卖中获得了合同;2020年英国能源监管机构Ofgem修改了容量市场规则,将储能系统参与容量市场交易的最小装机容量阈值从2兆瓦降低到1兆瓦,以鼓励电池存储装置的长期参与。2019年法国四次容量市场拍卖中有两次(2021~2027年和2022~2028年)授予电池储能系统总装机容量253兆瓦为期7年的容量合同。

  电池储能电站发展的相关政策支持。此外,国外还从市场准入、补贴等其他方面制定了一系列支持电池储能发展的政策。一是放开市场准入。近年来,欧盟立法者开始解除电池储能的市场壁垒。欧盟修订的电力指令(2019/944)规定,除非情况特殊否则输电系统和配电系统运营商不应拥有或运营储能设施,这是为了增加竞争并确保所有市场参与者都能公平使用储能设施。与其他技术相比,新规则还禁止歧视储能,要求欧盟成员国必须在2021年之前将其转变为法律。美国FERC2007年出台的890法案为储能进入传统调频市场提供了基本的制度保障。二是补贴及其他优惠政策支持。英、德、美、加拿大、日本等发达国家和地区出于促进经济发展、提升储能技术、实现可再生能源大规模接入,以及保证电网可靠稳定运行等动机在储能发展初期出台了一系列促进储能发展的补贴(激励)政策,例如美国出台“储能技术促进法案”每年由国家财政支出1.3亿美元支持能源存储项目;2010~2020年期间给大规模储能系统提供15亿美元的税收优惠;加州对有新型储能系统资格认证的供应商提供2美元/瓦的补助等。

  针对当前我国规模化电池储能发展面临的困境,本文在充分借鉴国外规模化电池储能商业运营经验的基础上,从以下四个方面提出相关政策建议:

  一是短期内建议采用单一容量电价或两部制电价回收成本。电池储能电站在功能上与抽水蓄能电站类似,因此政府主管部门可以参考抽水蓄能电站的租赁经营管理模式和价格机制。在具体价格机制上,提出储能标杆容量电价方案包括单一制标杆容量电价和两部制标杆电价两种:单一制标杆容量电价。在充分响应电网调度需求和性能指标的前提下,考虑一定的冗余配置,按照单一标杆容量电价的方式与电网公司结算租赁费,储放电量纳入电网公司损耗不予结算。年租赁费=标杆容量电价×额定容量。在设定电池储能电站标杆容量电价水平时,应考虑电池储能单位容量成本高于抽水蓄能的客观现实,在容量电价水平核定上要高于抽水蓄能电站,建议单位容量电价水平区间为800~1000元/千瓦·年。另外,考虑到电池储能技术提高导致的单位容量成本的下降,应以年为单位对单位容量电价水平进行评估与调整。两部制标杆电价。电池储能电站年度租赁费=标杆容量电价(元/千瓦·年)×额定容量(兆瓦)+标杆电量电价×年度上网电量。其中,容量电价主要体现电池储能电站提供辅助服务价值,按照弥补电池储能电站固定投资成本及准许收益的原则核定。电量电价水平可以按当地燃煤机组标杆上网电价或者现货电能量市场价格执行。

  二是完善电池储能应用电价体系和补偿机制。政府主管部门至少可以从以下三个方面对与规模化电池储能发展相适应的应用电价体系和补偿机制进行完善:第一,对电池储能相关的购电价格、放电价格、输配电价及结算方式等出台具体规定;第二,从与储能有关的电价种类、电价结构及电价水平三个方面着手完善现有电价体系,形成促进储能发展的应用价格体系;第三,借鉴国外成熟的储能市场在储能初期采用专项补贴政策的基本做法,出台与电池储能相关的税收优惠,投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策。在具体操作上,建议对电池储能项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确。

  三是长远来看应加快推动容量市场建设。建议尽快研究容量市场建设方案并适时启动容量市场交易,通过电力备用容量市场以保证电池储能电站固定投资成本回收(通过备用容量市场使得发电企业即使不发电也可以获得一定的收益,从而保证电源投资的充裕性),然后在通过电力现货电能量市场获得另外一部分与电量有关的收益。建议在总结分析目前英国、美国PJM电力容量市场建设经验的基础上,结合我国电力市场实际建设情况,从备用容量的分类、需求确定、市场组织模式、价格与结算机制及电能量市场与容量市场的关系五个方面对备用容量市场进行整体设计。

  四是对电池储能电站发展的政策建议。目前电网侧电池储能电站发展迅速,在当前电网侧电池储能成本无法通过输配电价回收的前提下,电网侧储能电站应该灵活运用当前我国现有电价体系和补贴政策,选择多种产品服务组合和商业运营模式,尽可能地实现综合利润最大化。