如何更好推动储能规模化、产业化、市场化发展(经济聚焦·一线看储能⑤)
储能作为构建新型电力系统的重要支撑,对改善新能源电源的系统友好性,破解电力生产和消费同时完成的传统模式,改善负荷需求特性,推动新能源大规模高质量发展起着关键的作用。推动储能更好实现规模化、产业化、市场化发展,离不开价格机制和商业模式的进一步完善。近日,本报记者就相关问题采访了电力规划设计总院常务副院长胡明。
问:目前储能主要包括哪几类技术手段?它们的发展情况如何?
答:目前,储能主要包括抽水蓄能和新型储能两类方式。其中,抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术,适合规模化开发建设。截至2022年底,我国抽水蓄能电站装机规模约4579万千瓦,根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》,到2025年,抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年,投产总规模1.2亿千瓦左右。
新型储能是指除抽水蓄能外,以电力为主要输出形式的各类储能技术,包含锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等不同技术路线。新型储能受站址资源约束较小、布局灵活、建设周期较短,可实现与电力系统源、网、荷各要素紧密结合,有利于平衡新能源电源电力与电量关系,提高系统友好性、增强电网弹性、改善负荷柔性,与抽水蓄能在源侧、网侧、荷侧形成不同的功能互补,共同为新型电力系统建设提供支撑。截至2021年底,全国新型储能装机超过400万千瓦,预计2025年将达到3000万千瓦以上。
问:目前抽水蓄能的商业模式和价格形成机制如何?
答:抽水蓄能已形成清晰的商业模式。
国家发展改革委于2021年印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,在坚持两部制电价机制的基础上,进一步完善了抽水蓄能价格疏导机制。
容量电价按电站容量核算固定收入,反映了抽水蓄能对系统的容量支撑价值,提供了稳定的收益预期,目前已明确纳入省级电网的输配电价回收,按经营期内资本金内部收益率6.5%进行核价。
电量电价按抽发电量核算变动收入,由过去的政府核定模式,转变为以竞争性方式形成,在电力现货市场运行的地区,按当地现货市场价格及规则结算;在其他地区,上网电价按燃煤发电基准价执行,抽水电价按其75%执行,并鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购抽水电量,进一步体现其调峰价值。
随着配套政策及价格机制不断完善,各方对于抽水蓄能的投建积极性显著提高,未来抽水蓄能电站将进入加速发展期。
问:请介绍一下新型储能在不同应用场景下的商业模式和价格政策,目前面临哪些难点?
答:目前,国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策,不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同,商业模式也有较大差别。
新能源电站配置储能是当前新型储能增量的主体,各地对于新建新能源电站配置储能的比例和时长要求不同,一般在10%至25%、1至4个小时。通过配置储能可降低新能源弃电量、支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场等获取收益,但多数情况下,新型储能成本主要纳入新能源电站发电收入分摊。除配建储能外,新能源电站可向独立储能电站租赁或购买储能容量,如山东、青海等地正在推进的共享储能模式。容量租赁费用是共享储能电站的主要收入,此外,在部分地区其可参与电力现货市场和辅助服务市场获取收益。
除共享储能以外的电网侧独立储能,在当前的电力市场体系下,仅通过参与电力现货、辅助服务市场难以满足投资收益,限制了其大规模发展。国家发展改革委、国家能源局的多项文件提出,要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制,探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收,为电网侧储能电价机制指明了方向。