鉅大LARGE | 點擊量:1302次 | 2020年01月07日
儲能產業政策與市場發展的演進與效果
摘要:儲能的發展已經與電力輔助服務、電力現貨市場建設以及用戶側需求響應等有關政策結合起來。儲能產業歷經近十年的示范應用,正在探索商業道路,同時在營利性、市場機制和規范化方面的問題也越發突出。
(來源:微信公眾號“能源研究俱樂部” ID:nyqbyj 作者:李建林 杜笑天)
一、儲能發展不同階段的政策
自2014年11月《能源發展戰略行動計劃(2014~2020)》首次將儲能列入9個重點創新領域之一后,儲能成為電力系統中不可或缺的一部分。本文以我國儲能產業的發展歷程為線索,梳理了不同階段儲能產業的政策、儲能在電力市場中的應用、儲能產業的發展障礙以及對儲能產業的前景進行展望。
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發展期主要政策
2016年6月7日,《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》正式發布。主要內容如下:(1)首次將儲能和電力市場改革結合起來,明確了發電側/用戶側儲能作為獨立市場主體的地位。即“可以與機組聯合參與調峰調頻”。(2)鼓勵企業探索發電側儲能和用戶側儲能的商業應用模式。(3)該政策明確了儲能可以參與電力輔助服務以及按“效果付費”的價格機制。
上述政策為儲能參與調峰服務和市場推廣運用創造了條件,也為經濟運行創造了條件。
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戰略期主要政策
2017年10月11日《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》(以下簡稱《指導意見》)發布,作為我國大規模儲能技術及應用發展的首個指導性政策。(1)《指導意見》明確了儲能行業發展的兩個階段:在“十三五”期間和“十四五”期間分別實現儲能由研發示范向商業化初期過渡和實現商業化初期向儲能規模化發展。(2)《指導意見》支持“在關鍵技術、運營模式、發展業態和體制機制等方面開展深入探索”,推動在重點應用領域進行試點示范工作。
(3)《指導意見》強調儲能的市場化發展,探索建立儲能規模化發展的市場機制和價格機制;強調儲能的發展要與我國電力體制改革、能源互聯網產業發展相結合。
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新時期主要政策
2019年7月1日國家四部門正式發布的《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019~2020年行動計劃》,成為儲能行業又一個劃時代意義的文件。
二、儲能在電力市場的應用現狀
目前,儲能在我國電力市場有5個應用領域:電源側、集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側、用戶側。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)的數據,截至2017年底全球電化學儲能項目在電源側、集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側、用戶側的占比分別為4%、28%、34%、16%和18%(見圖1),其中可再生能源并網的累計裝機規模達到820.8MW,占全球累計投運電化學儲能規模的28%,與2016年相比增幅達36.6%。目前,集中式可再生能源并網項目已經初具規模,輔助服務項目也迎來新的發展。
圖 1 2017年全球電化學儲能項目應用分布
在各省提出的電力輔助服務中,開展電儲能調峰交易、開展可中斷負荷調峰交易等詞被多次提及。2016年《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》首次認可了電儲能參與電力輔助服務市場的主體資格。2017年《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》《東北電力輔助服務市場運營規則補充規定》等文件在確立電儲能參與電力輔助服務市場主體的基礎上,賦予電儲能極大的靈活性。
在市場地位上,電儲能既可以聯合火電作為交易主體,也可單獨作為交易主體;在交易方式上,主要是雙邊協商和集中競價兩種。《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案》和《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》等文件還提出自動發電控制輔助服務,根據調節速率、調節精度和響應時間等指標制定了資金補償規則,為儲能參與調頻服務交易打破了政策障礙。
三、阻礙儲能產業發展的原因
作為能源結構重要的支撐技術,在儲能產業快速發展和社會認知度不斷提升的同時,政府和電力企業也越來越重視儲能的發展。目前,儲能在電力輔助服務和需求響應還處于試運行階段,商業模式仍不清晰,儲能利用峰谷電價套利雖有一定的經濟性但也存在模式單一、回收期較長等問題。究其原因,主要是由于以下幾點:
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現貨市場不完善
得益于大用戶直接交易模式和諸如《國家能源局關于做好電力市場建設有關工作的通知》《關于有序放開發用電計劃的實施意見》等國家政策的發布,市場對于中長期電力機制交易模式具備一定的經驗。但是在電力電量平衡機制缺乏的情況下,電力供需不能準確反映,價格也存在失真,因此迫切需要建立完善的電力現貨交易市場。當現貨市場完善之后,通過發電計劃可以進一步完善發電資源的優化配置,形成分時電價信號,以反映電力的稀缺情況,形成相應的峰谷差,進而給儲能在發電側和用電側帶來削峰填谷的應用機會。
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政策支撐力度不夠
現階段儲能產業的發展仍需政策的大力支持。展觀國外電力市場,在美國的PJM市場和北歐電力市場中儲能是根據實時競價獲得合理的補償。其中輔助類型不同,采取的獲得方式也不同(見表1)。國內的電力市場化進程還在起步期,沒有建立反映供需平衡和成本的競價制度,需要借助區域電網制定的服務計量公式來實現。
表1輔助服務類型的獲得方式
四、儲能產業的前景展望
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鋰電池產業發展可期
“十三五”期間,電化學儲能技術作為儲能產業的潛力股率先進入發展快車道,儲能產業步入由示范應用轉向為商業化的過渡期。根據CNESA數據,截止到2017年底,全球投運的電化學儲能項目總裝機近3000MW,占已投運儲能總規模的1.7%,較上一年的電化學儲能累計裝機規模增長了45%。其中,鋰離子電池的累計裝機規模最大,為2213MW,占比76%,鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池、超級電容等分別占全球電化學儲能總裝機13%、7%、3%、0.002%(見圖2)。由此可見,目前鋰離子電池行業在電儲能應用領域最具潛力。
圖 2 2017年全球電化學儲能項目技術分布
參照儲能技術的參數(見表2),雖然與鉛酸電池相比,鋰離子電池仍存在成本高的問題,但鋰離子電池也具備循環壽命長、能效高、能量密度大、綠色環保等優勢;與鈉硫電池、液流電池相較,鋰電池在成本上較其有明顯的優勢;超級電容儲能雖然成本較低,但是能量密度制約其發展進程,優勢也不如鋰電池來的明顯。
表2 主要儲能技術參數表
2015年8月,工信部發布《鋰離子電池行業規范條件》,指出要加強鋰離子電池行業管理,推動鋰離子電池產業健康發展。2016年12月13日,《能源技術創新“十三五”規劃》發布,其中20MW/10MWh儲能示范系統目標實現鋰電池循環壽命達到10000次,成本低于3000元/kWh。2019年7月15日,《鋰離子電池發展產業白皮書》發布。隨著鋰離子電池制造成本的降低以及政策的推出落地,鋰離子電池大規模應用到電化學儲能領域將是趨勢,在儲能領域迎來爆發增長。
據統計,2018年全球鋰離子電池產業規模首次突破400億美元,達到412億美元,同比增長18%,較2017年下降5個百分點。由此可見,在儲能政策支撐下,鋰電池市場仍將會保持快速發展勢頭。除上述以外,《新能源汽車及節能汽車產業發展計劃》《電動汽車充電基礎設施發展指南(2015~2020年)》《儲能產業研究白皮書2017》和《青海省人民政府辦公廳關于促進青海省電產業可持續發展的指導意見》等文件也提出許多展望。其中包括:至2020年,中國普及500萬輛新能源汽車、建立超過480萬個分散式充電樁、儲能累計裝機將達到44GW、磷酸鋰電池生產規模達到17萬噸/年,鋰電池電芯產能達到60GWh/年(動力電池25GWh/年,儲能電池35GWh/年)等目標。據統計,未來動力鋰電池產業規模有望突破1600億元以上。
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電網側儲能
《指導意見》明確重點支持100MW級全釩液流電池儲能電站、高性能鉛炭電容電池儲能系統、10MW/100MWh級超臨界壓縮空氣儲能系統、10MW/1000MJ級飛輪儲能陣列機組、100MW級鋰離子電池儲能系統、大容量新型熔鹽儲熱裝置、應用于智能電網及分布式發電的超級電容電能質量調節系統等7種儲能技術。電網側儲能在《指導意見》支持下,各地開始布局一批有引領作用的重大儲能試點示范工程(見表3),這些工程以技術創新、運營模式、發展業態和體制機制的探索為重心。后期,通過對項目工程的跟蹤和研究分析,出臺精準有效的政策法規,建立健全產業發展的體制和機制,引領產業走向商業化發展的道路。今年以來,受《輸配電定價成本監審辦法》等政策和市場因素影響,我國電網側儲能發展放緩。
表3 2017年10~11月儲能示范項目匯總表
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電力輔助服務新政
目前,能源行業對于儲能的認知度不斷提升。從電力市場改革到“十三五”規劃綱要,再到《關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知(征求意見稿)》等,多個政策提及儲能,也代表了國家宏觀層面對于儲能行業的認可和支持。2017年,電力輔助服務新政成為國內電力市場改革的熱點,東北、江蘇、山東陸續發布實施本省的電力輔助服務市場運營規則(見表4),其中有文件明確指出儲能電站的建設標準、補償結算辦法等。除此之外,新疆已經發布了征求意見稿,山西和福建兩省正在積極籌劃。如此密集的電力輔助服務新政出臺頻次,足見國家對電力輔助服務的重視。
表4 部分省電力輔助服務市場運營規則
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儲能參與需求側響應
需求響應是指電力用戶根據價格信號或激勵機制做出響應,改變固有習慣用電模式的行為,具體分為價格型需求響應、激勵型需求響應兩種。2017年11月,國家能源局發布《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》,明確了全面推進電力輔助服務補償(市場)工作主要目標和主要任務,自2017年至2020年,分三階段進行實施。其中,第二階段的任務是建立電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制,其亮點在于鼓勵“電力用戶參與提供電力輔助服務,簽訂帶負荷曲線的電力直接交易合同”,這也就創造了對輔助服務的市場需求,從而為用戶需求響應和儲能參與電力市場創造了條件。
目前,江蘇、上海、河南和山東等地已成功實施電力需求響應。其中,山東創新性地采用了單邊集中競價方式確定客戶補償價格,根據客戶響應比例優化補償系數,充分調動用戶參與積極性,推動用戶負荷管理水平持續提升。得益于需求響應的成功實施,2019年,河南、廣東、山東也相繼出臺了電力需求響應的補貼規則,為需求響應的發展添磚加瓦。
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用戶側儲能
2018年3月國務院要求一般工商業電價將平均降低10%。2019年3月一般工商業電價繼續降價10%,其中江蘇省的兩次連續降價后峰谷電價已經跌破0.8元/千瓦時。在連續降價的背景下,儲能行業獲利的空間也進一步被壓縮,據資料分析,峰谷差價大于0.7元/千瓦時便可以有收益。
2018年7月2日,國家發展改革委還印發了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》,旨在為電儲能設施參與削峰填谷增加補貼。目前已有江蘇、廣東、山東、貴州、甘肅、四川等地先后轉發了該文件,表示將加大峰谷電價支持力度。同月,南方能監局印發《廣西電力調峰輔助服務交易規則(征求意見稿)》。文件提出需求側調峰服務,對于參與響應的需求側用戶,會獲得相應的收益。
五、小結
文章總結近五年的主要政策得出,國家現行的政策為儲能的應用制定了相關的市場準入機制、交易實施細則、價格補償機制以及應用標準規范。隨著《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》的落實,以及《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》等文件的發布,儲能的發展已經與電力輔助服務、電力現貨市場建設以及用戶側需求響應等有關政策結合起來。儲能產業歷經近十年的示范應用,正在探索商業道路,同時在營利性、市場機制和規范化方面的問題也越發突出。
原標題:儲能產業政策與市場發展的演進與效果