新型储能商业化运行模式分析与发展建议

刘大正 崔咏梅 赵 飞

(1.国家能源集团技术经济研究院,北京市 昌平区 102211;2.哈尔滨工业大学(威海)新能源学院,山东省 威海市 264209;3.中国电力科学研究院有限公司,北京市 海淀区 100192)

0 引言

为应对全球范围内的能源匮乏、环境和气候恶化等严峻问题,中国积极推进国家能源结构转型升级、低碳化发展,同时也是全球能源治理的重要参与者。习近平总书记在联合国大会上正式提出“碳达峰”“碳中和”后,在中央财经委第九次会议上进一步对国家电力改造转型做出重要部署:构建以新能源为主体的新型电力系统。新型储能是适应风光等新能源大规模接入与构建现代能源体系的关键支撑技术,对能源结构转型优化和国家能源安全、电力系统稳定运行都具有重要意义和作用。作为新能源发展关键的环节,新型储能在服务“双碳”目标中的战略地位不可替代[1-2]。

纵观全球储能发展战略,美国、欧盟、日本等地区和国家均积极部署储能发展。美国能源部在2020年12月发布了《储能大挑战路线图》,力求通过加快研发新型储能并促进其商业化应用,创造并保持在全球储能领域的领先地位;英国在2020年7月取消了储能部署的容量限制要求以促进储能领域的建设投资;德国在2020年12月通过了《可再生能源法案》修订案,为储能发展提供了远期指引。同时,日本政府在2016年就曾对储能产业的未来发展进行了详细的长期规划,《能源环境技术创新战略2050》将目光放在充放电快速、安全、低成本的先进电池技术上。在“双碳”目标的推动下,2021年7月,国家发改委和能源局出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到2025年,新型储能将从商业化初期向规模化发展转变,装机规模将达到30 GW 以上的目标;2022年1月,发改委和能源局又发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》,进一步明确了未来5～10年我国新型储能发展的战略思路与模式路径[3-5]。

与发达国家相比,我国的储能产业还处于发展起步期,在新型储能领域的发展更是如此,储能领域的政策、立法、技术、市场、标准、监管等产业基本要素尚不成熟。国内市场方面,我国近年来储能装机规模、投融资规模扩充迅速,产业链在全球处于领先地位。“十四五”时期,我国新型储能市场将跨入规模化发展阶段,占据全球储能市场的主要地位,需要依靠技术水平、市场机制、产业政策不断创新、发展、完善以期对储能行业给予强力支撑。虽然我国目前已经是全球最大的储能市场之一,但储能规模化发展仍面临着成本竞争力较弱、系统利用率较低、项目收益性差、需求侧响应积极性欠缺和监管机制不完善等挑战。我国新型储能的规模化、商业化应用,需要在成本回收模式、市场交易机制、政策驱动机制等方面协同推进,出台专门的政策予以引导和扶持刻不容缓[6]。

1 新型储能功能和应用场景概述

1.1 新型储能功能概述

新型储能的主要功能包括备用电源、削峰、功率调度和跟踪以及抑制闪动等,其功能和作用分类及不同类型储能技术的特点和功能分别如表1和图1所示。一般的,根据电能维度可将储能作用分为电量、容量和功率三类。其中,电量作用是指具有一定规模的储能按照系统负荷的需求放电;容量作用则利用时空转移特性延缓电网和电源侧扩容投资;功率作用主要是在较短时间内完成较大功率输出,以实现调频的目的。从时间维度上看,削峰要求储能持续数小时工作,功率调度需要小时级时长,功率跟踪在分钟级范围,抑制闪动时长超短,一般在秒级。

表1 新型储能的功能和作用分类Table 1 _Function and role classification of new energy storage

图1 不同类型的储能技术特点及其功能Fig.1 Different types of energy storage technology features and their functions

储能的主要效益包括3类:经济效益、电网运行效益和社会效益。其经济效益主要是为电源侧、电网侧和用户侧的主体减少损失、降低成本和增加收入等方面的效益;运行效益主要包括对电力系统安全性、可靠性带来的提升;社会效益主要包括资源与环境等外部效益。经济效益可用货币等价衡量,而运行效益和社会效益则很难用货币来量化,一般用成本核算及等效替代等手段衡量。未来碳交易市场成熟后,则可通过其参与碳交易市场获取的经济收益进行衡量[7]。

1.2 新型储能应用场景概述

储能因其具有灵活的能量时移特性,能够提升新能源的消纳水平,降低可再生能源随机性、波动性对电网的影响;通过参与电网辅助服务,如调频、调峰等,以及在用户侧的峰谷调节,提高电能质量和供电可靠性。因此,储能在源、网、荷侧均发展迅速,成为构建新型电力系统以及能源转型升级的关键[8]。

储能的主要应用场景如图2所示,在发电侧可发挥存储超发电量、平滑出力波动、提供可靠容量支撑的功能;在电网侧可提供环节调峰压力、提升电网可靠性和电能质量的功能,从而保证容量充裕度,缓解阻塞并延缓输配电投资;在用户侧可通过节省扩容费率、用电响应、峰谷电价差等降低用电成本。

图2 储能主要应用场景Fig.2 Main application scenarios for energy storage

2 一体化储能运行模式分析

2.1 商业运行模式

在“双碳”目标的指引下,国家能源局联合国家发展改革委先后发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》和《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。两个文件均指出:一体化储能运行模式是电力系统高质量发展的重要措施,要积极探索一体化和多能互补的新型电力系统发展路径。

风光水火储一体化项目侧重于基地式开发,结合地区资源条件和产业特点,因地制宜利用风电、光伏发电等清洁能源,发挥水电、煤电的调节作用,并适度增加一定比例储能设施,统筹多种资源协调开发、科学配置,构建能源综合体,充分发挥新能源富集地区优势,在促进新能源消纳的同时,让能源系统持续保持最佳状态;而源网荷储一体化则侧重于围绕负荷需求展开,充分挖掘和释放负荷侧调解能力,促使电网与电源、负荷协同发展,从而让电网、用户以及各类发电主体广泛参与进来,进一步提升新能源消纳力度,实现能源就地利用。

风光水火储一体化及源网荷储一体化项目储能运行模式分类如表2所示。“两个一体化”项目都需对储能进行合理配置,以解决电力系统的灵活性问题,提升用能系统动态供需平衡性能。因此,储能的商业化进程得以加速,并迎来了更广阔的市场机遇[9-10]。

表2 “两个一体化”储能运行模式分类Table 2 Classify of energy storage operating model in“two integrations”

2.2 技术应用需求

“两个一体化”场景下,应综合考虑储能的经济性、灵活性以及安全性等因素,科学论证,因地制宜配置储能设施。应重点考虑以下因素:

(1) 以区域电源的总成本最低为目标,优化不同电源和储能的容量配比,寻求最优配置比例。

(2) 重点考虑风光水火储、源网荷储项目的综合收益,以各类电源与储能投资商的收益最优为目标进行容量优化配置、储能技术路线选择和商业模式的开发。

(3) 以保证电源与储能一体化安全为红线,兼顾储能系统的稳定性、功能性、灵活性、协调性、安装位置和容量,同时重点考虑系统总体的碳交易目标。

2.3 市场空间展望

在能源结构转型升级的时代背景下,传统能源增速放缓而新能源全面发展,这对技术革命和科技创新提出新要求。因此,推动一体化项目建设以更好地为市场提供优质服务、提高电能质量是储能未来商业化应用的重要场景。为实现“双碳”目标,光伏、风电等可再生能源大规模接入电网,其波动性、随机性的特征给电网稳定性带来新挑战,需要电力系统具有更高灵活性。而“两个一体化”项目能够协调源网荷储各方主体,有利于清洁能源消纳,提高电力系统综合效率以及灵活性。作为调节清洁能源并网波动性和负荷特性的重要手段,储能在“两个一体化”推进过程中占有非常重要的地位,分析“两个一体化”领域相关政策,探究储能的商业化进程和市场规模,具有重要意义[11-12]。

进入“十四五”时期,全国多地积极响应,发布多个一体化建设相关的指导文件,进一步推动了示范基地的建设进程。全国部分重点省份“两个一体化”发展原则和目标如表3所示。根据表3可知,西北、西南等资源富集地区因地制宜在新能源基地项目中广泛采用多能互补模式,华东、华南等经济发达、负荷集中地区在谋划多能互补的同时,也在积极考虑源网荷储一体化发展,降低用能成本,促进新能源消纳。

表3 部分重点省份“两个一体化”发展原则和目标Table 3 Development principles and objectives of some key provinces in“two integrations”

2021年4月,国家能源局综合司印发了《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》,明确表示支持具有一定新能源电量消纳能力的多能互补项目和源网荷储项目。各省也纷纷开始试点一批一体化示范项目,河南省在《河南省电力源网荷储一体化和多能互补实施方案》中还同时公布了7个源网荷储和多能互补示范项目,共涉及配置696 MW/1 392 MW·h电化学储能。2022年4月,安徽省也发布了《安徽省电力源网荷储一体化和多能互补试点项目清单》,共涉及配置262 MW/524 MW·h电化学储能。根据国际新能源网汇总,从2021年1月—2022年4月底获得签约和开工的一体化项目装机规模已超过138 GW[13]。考虑到不同的储能配置比例,以目前主流的储能2 h为例,“十四五”末期,全国一体化项目配置新型储能装机规模如表4所示。

表4 2025年末期一体化项目储能装机规模Table 4 Scale of energy storage in integration projects in 2025

3 辅助服务市场储能运行模式分析

3.1 商业运行模式

电力系统辅助服务是为了保证电网安全、稳定、可靠运行而提供的服务,其主要目的在于保证发、用电平衡,维持电能质量以及电力系统的稳定运行。根据《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)[14]对辅助服务进行分类,包括有功平衡服务、无功平衡服务以及事故应急恢复服务,各类辅助服务包含的范围和定义如表5所示。

表5 我国电力辅助服务内容Table 5 Power auxiliary service content in China

2021年12月,国家能源局印发了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》,对辅助服务的提供主体、服务品种、补偿方式以及费用来源进行了修订。修订前后辅助服务的主要变化如表6所示。其中,新规定最主要的变化在于允许新型储能以及负荷侧主体参与辅助服务市场中,同时增加了辅助服务的品种,并明确了辅助服务成本传导机制改革的方向。

表6 新旧电力辅助服务管理规定差异Table 6 Differences between the old and new power auxiliary service management regulations

电化学储能因其调节速率、精度和响应时间等方面优于传统火力发电,在辅助服务市场中的竞争力更强。未来储能可部署在发电侧,辅助并网主体参与辅助服务市场,也可以作为独立的辅助服务提供商参与到辅助服务市场中[15]。

根据目前我国辅助服务市场结构,新型储能技术在辅助服务中的主要应用场景有二次调频、调峰和备用容量。潜在的商业模式如下:

(1) 与火力发电相结合,进行火电储能联合调频。燃煤电厂如果单独参与电力系统的频率调节,需要频繁调整有功输出以实现调频需求,这会大大降低火电厂的发电效率和运行寿命。通过与储能配合,可改善火电机组惯性大、调节速率慢的弱点,同时弥补储能容量有限、参与调频服务调度困难的问题。

(2) 与可再生能源结合,在帮助可再生能源消纳的同时,参与辅助服务市场。传统上辅助服务补偿收益主要由火电机组获得,而在国外新能源侧的储能可通过参与电力市场交易、提供辅助服务获得收益[16],其比例甚至超过50%。目前部分地区新建风光项目要求按照一定比例配置储能装机,但风光如何参与辅助服务仍不明确,在调度与市场机制层面仍然存在一定的障碍。

(3) 作为独立的市场主体。目前我国的辅助服务市场正处于建设期,市场建设的方向仍未明确,储能参与方式可能主要还是通过与电网企业签订双边合同的模式,提供调频与调峰服务,并获得补偿[17]。当然,未来随着现货市场和辅助服务市场的建设逐步完善,储能也可能通过参与现货市场进行调峰,以及通过招标或双边合同的形式参与调频与备用辅助服务市场。

(4) 用户侧或售电公司建设储能设施,参与辅助服务市场。用户侧配置的储能,除了可以通过传统的峰谷价差套利、容量电价管理等方式获得回报,降低购电成本外,也可以联合参与调频、深度调峰、启停调峰等辅助服务[18],提升储能投资的回报能力。

3.2 技术应用需求

不同的辅助服务对储能技术特性要求有所差异。考虑到目前我国调峰、调频与备用这3类辅助服务占辅助服务补偿总量的95%以上,本文重点讨论这3类辅助服务的技术需求。

调峰属于容量型调节,对储能规模有所要求。对全国各地公布的调峰补偿费用规则汇总整理可发现,调峰补偿费用普遍在0.2～0.6元/(kW·h)的水平,储能规模普遍在10 MW/20 MW·h以上,储能机组需具备2 h时长。对比用于调峰的灵活性电源的度电成本,抽水蓄能度电成本最低,但其深受地理位置限制。磷酸铁锂电池和液流电池兼顾了放电速率和循环寿命,是较为理想的调峰电源。

调频属于功率型调节,目前大多是基于调频里程进行补偿。对储能的响应速度、瞬时功率和调节精度要求较高,电池、超级电容器、飞轮都可满足需求。考虑到不同储能技术的平准化成本,磷酸铁锂电池能平衡成本、放电时长、响应速度,是较为理想的调频电源。

由于储能的装机成本相对而言较高,在备用辅助服务市场上与传统电源相比竞争优势并不明显。但如果联合调频与备用辅助服务应用,则可增加储能运行的收益。因此,备用辅助服务的技术需求可参考调频辅助服务,可选择磷酸铁锂电池技术路线。

3.3 市场空间展望

根据《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》,调峰辅助服务是中国电力市场中较为有特色的品种。国家发改委发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改〔2021〕339号)已明确要求“现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场”。在市场机制建立探索阶段,调峰辅助服务发挥了一定作用,但随着电力体制改革的不断深化,调峰辅助服务市场将会被取代,最终实现利用电力现货市场的电价引导电源侧的出力。与国外辅助服务市场相比,我国辅助服务补偿水平偏低,主要的原因有:

(1) 我国基本辅助服务占比较高,而这部分辅助服务由发电企业无偿提供,并未按照市场化的方式进行补偿。

(2) 由于辅助服务成本传导机制不顺畅,我国有偿辅助服务的标准仍然较低,未来,随着可再生能源占电源结构的比重不断上升,对于辅助服务的需求也会不断增加[19];同时,随着电力市场化改革的不断推进,调频等辅助服务占电价的比重有望提升。

根据国家能源局公布的数据,2021年全社会用电量约为8.3万亿kW·h。此处分别考虑未来用电量按3%、4%和5%增长的情景,并假设辅助服务费用占销售电价的比重分别在1%、1.5%和2%的水平,同时平均销售电价水平不变。可得到辅助服务市场的规模预测如表7所示,其中:2025年辅助服务市场规模预计达到553.8亿～1 196.1亿元;2030年辅助服务市场规模预计在641.9亿～1 526.5亿元。

假设新型储能成本在2025 年降至1 500 元/(kW·h),2030年降至1 000元/(kW·h),投资静态回收期5年。同时假设辅助服务成本按表7中的下限估计,在新型储能占辅助服务市场不同比重的情况下,未来辅助服务市场储能装机规模如表8所示。

表8 电力辅助服务市场储能装机规模预测Table 8 Installed capacity prediction of energy storage in power auxiliary services market GW·h

4 用户侧多样化储能运行模式分析

4.1 商业运行模式

用户侧储能将是未来储能应用的重要领域,应用的场景主要有以下几类:

(1) 分时电价管理。

分时电价管理也称为峰谷电价套利,通过将电能需求从电价水平较高的时段转移至电价较低的时段,减少用户的购电成本[20]。2021年7月26日,国家发改委出台了《关于进一步完善分时电价机制的通知》,提出科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差以及建立尖峰电价机制等要求。浙江、广东等10多个省份结合各自实际情况,对分时电价政策进行了完善,提升了用户侧储能应用的经济性。首先,通过拉大峰谷价差,增加了储能充放电的收益。特别是尖峰电价机制,极大地提升了用电高峰季节储能的收益能力。其次,部分地区根据电力需求特点,将高峰电价拆分为2个时段。储能每天充放电次数能够由原先的1次变为2次,大大缩短了储能投资的回收期,增加了储能系统的利用率。

(2) 容量电费管理。

容量电费又称基本电费,其机制具有“用电侧出钱发电侧出力”的特征。目前,各省大工业用户按照变压器容量计算的容量电价为17～32元/(kV·A·m),按照最大需量计算的容量电价在25.5～54元/(kW·m)之间。目前1 h锂电池储能系统成本已降至2 000～3 000元/kW,按照10年的静态投资回收期,年成本为200～300元/kW。大工业用户应用储能进行容量电费管理,已能覆盖储能的投资。峰谷价差套利与容量电费组合应用,能够提升用户储能投资回报水平。

(3) 需求响应补偿。

需求响应是指当电力市场价格升高或系统可靠性降低时,需求侧或电力用户针对市场价格信号或激励机制做出响应,改变原有短期电力消费模式(消费时间或消费水平),甚至长期电力消费模式,以保障电网稳定,并抑制电价上升。

储能基于价格的需求响应其实就是峰谷电价套利的模式。而基于激励的需求侧响应模式中,电储能装置可通过增加放电量增加自用量来实现响应时段的负荷削减,获得需求侧响应补偿。此外,还可利用储热(冷)系统控制各时段放热(冷)量来实现负荷的调节。

(4) 分布式发电与微电网。

在国外市场,分布式光储发电是储能的主要应用领域之一。美国加州将储能纳入自发电激励计划中,对1 MW 以下的储能系统提供1.46美元/W的补贴,在提升分布式光伏收益的同时,也增加了电力系统的稳定性,促进了工商业领域分布式项目的发展。德国的分布式光储补贴主要针对居民用户,因此户用储能发展迅速。国内分布式光伏发电则主要由电网公司和发电集团主导开展,应用领域集中在海岛和偏远地区等特定的应用场景。

基于储能在用户侧的应用场景,结合国外用户侧储能市场的发展经验,未来用户侧储能潜在的商业模式有:

①工商业用户直接投资储能设施,进行分时电价套利,大工业用户可同步进行按最大需量计算的容量电价管理。此外,在市场机制允许的地区,可同时参与需求侧响应报价。

②由售电商或电力聚合商与用户共同投资储能设施。售电商或电力聚合商可直接投资储能设备,或是由用户投资储能设备并交由售电商或聚合商运营。售电商或聚合商通过对配电网范围内的用户进行综合优化,获得相应的储能应用收益,并与用户进行分配。

③分布式光储发电模式。用户通过自行投资,或是采取向第三方运营商租赁的模式,配置分布式光伏+储能的设施。利用光储发电获得的收益获得稳定的现金流回报。该模式虽然在加州与德国市场进行了商业化应用,但是前提是光储发电投资能够获得较为可观的回报。

4.2 技术应用需求

储能在用户侧的应用,主要在分时电价套利、容量电费管理以及分布式光储发电等领域。其中,分时电价套利的收益能力取决于峰谷价差以及储能的度电平准化成本,而容量电费管理的收益能力则取决于储能的功率成本。根据文献[21]的统计测算,几类典型新型储能技术的平准化度电成本和里程成本分别如图3、4所示。

图3 典型储能技术的度电成本Fig.3 Cost per kilowatt-hour of different typical energy storage technologies

结合图1、3、4,综合而言,全钒液流电池和磷酸铁锂电池的平准化成本较低,适合进行分时电价套利。而三元锂电池和磷酸铁锂电池的出力特性较好,适合进行容量电价管理。

图4 典型储能技术的里程成本Fig.4 Cost per mileage of different typical energy storage technologies

4.3 市场空间展望

根据新的分时电价政策,未来大部分省份会进一步完善分时电价机制。根据2020年工商业用电量,假设分别有1%、2%、3%的用电量应用电化学储能系统进行电量转移,同时假设储能系统每天循环次数分别在1、1.5 以及2 个循环等不同情景,测算未来电化学储能的装机需求。测算结果如表9所示,在不同情景下,未来储能应用的市场空间为42.8～256.8 GW·h。

表9 分时电价管理储能应用潜力测算Table 9 Potential calculation of energy storage for time-of-use pricing management GW·h

根据文献[22]测算区域电力系统的容量成本,结合储能的成本以及对于减少电网容量的收益,计算出最优的储能规模,作为容量电价管理最优规模。根据2017年安徽省的负荷特性,其最优的装机规模是5 GW·h。根据安徽省用电量占全国的比重,以及最新的用电量数据,可测算出容量电价管理储能装机规模与用电量之比为0.026 MW·h/(GW·h)。根据该数据,可测算全国市场的储能装机潜力在195.45 GW·h左右。

5 结论与建议

在推动能源绿色转型、应对极端事件、促进能源高质量发展、电力市场改革的背景下,储能的市场地位和角色越发重要。新型储能在电源侧、电网侧和用户侧都已有多样化的应用场景。然而,国内储能行业发展尚不成熟,存在一定的政策缺失和制约条件。为助力储能有序参与电力市场交易,加快商业化应用进程,新型储能的商业化发展需要从以下4方面加以完善:

(1) 完善政策机制,加强顶层设计。

以可再生能源为主的新型电力系统需要具备较强的调节能力。然而,目前我国电力市场仍以电能量交易为主,新型储能的调节服务价值尚未得到充分体现;同时,新型储能仍处于技术发展期,其建设成本较抽水蓄能等大型灵活调节资源相比不具有优势。需要统筹考虑电力市场交易机制和新型储能发展扶持政策,激活企业投资建设新型储能装置的动力,保障新型储能与可再生能源协同发展。此外,“十四五”期间,还应当加强储能技术专业人才储备,培养造就一批在储能技术研发应用方面具有国际水平的战略科技人才和高水平创新团队,加速行业发展。

(2) 更新行业标准,维护行业生态。

“十三五”期间,我国已对新型储能器件、百兆瓦时段新型锂离子电池、全钒液流电池系统等9个项目立项重点研发。但作为战略性新兴产业,随着储能技术和应用的不断发展进步,现有标准体系已不能适应新型储能技术研发速度。同时,储能作为系统工程,涵盖运输、安装、设计、运维等多个环节,不同应用场景对新型储能并网的要求也不尽相同。因此,需建立与之相匹配的标准体系以规范产业发展,并在全环节严格执行标准、严格监管,防止因标准不健全导致产品应用性能不佳,储能系统出现问题时无标准可依,生产厂家低价恶意竞争等不良行为,促进行业良性健康发展。

(3) 推动技术创新,突破安全痛点。

目前我国以锂电池储能为代表的电化学储能已从示范项目走向商业化初期,但国产储能电池仍存在成本高、安全性差,安全性和经济性难以兼顾的局面。针对瓶颈技术和我国尚未掌握的核心技术,仍需对储能产业链上下游进一步加大技术创新力度,重点支持能够显著提升经济性的储能装备技术的创新,进一步实现降本增效。在大力发展储能技术的同时,还要突破安全性约束,从本体安全、性能安全、技术安全3个方面全面提升储能装置全生命周期的安全性能,不让安全问题阻碍新型储能大规模商业化发展。

(4) 明确盈利模式,健全市场机制。

当前国家已经明确了新型储能的独立市场地位,但新型储能参与电力市场的辅助服务费用分摊方法、容量补贴电价计算方法等实施细则仍未出台,新型储能的盈利模式仍不清晰,商业模式也较为单一。完善新型储能的商业模式和盈利模式,一方面,需要结合新技术,拓展新型储能电站应用的新商业模式,如结合产业园区、数据中心、5G 基站等应用场景,构建虚拟电厂、租赁储能、共享储能等应用新业态;另一方面,需要进一步明确储能电站充放电价、容量补贴电价等政策,利用价格信号调动储能电站参与电力市场,充分体现新型储能稀缺性调节资源的价值,保障新型电力系统安全稳定运行。