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“储能单独进入电力系统,需要国家能源局的审批并网准入,需要发改委定价,还需要运行局确认利用小时数。然而,储能不是发电资产,只是需要的时候按照电网指令随机运行。因此应开展储能单独被电网调度的试点,考察其稳定可靠性及经济成本是否能收回。只有推动针对性的政策,给予储能合法身份,才能打通储能系统在发电、输配、需求侧的应用,还可以进一步集合用户做‘虚拟电厂’等。”牟镠峰进一步说。
以美国为例,美国从2000年初就开始重视储能,并着手进行了7年的跟踪研究,发现储能参与调频的效率是火电机组的27倍。随后,美国通过2007年的“890法案”要求区域电力市场允许储能等非传统发电电源提供AGC调频服务;2011年推出的“755法案”解决了储能系统参与电网AGC调频的合理回报问题;2013年7月,“784法案”进一步解决了储能的身份问题,并增强了辅助服务市场的竞争力和透明度;2013年11月,“792法案”为储能开设了快速并网审批通道,进一步扫清了储能系统的并网障碍。
而来小康却认为,我国的储能行业现阶段还处于培育阶段,技术还有待进一步突破,应以科研当先,在相应的数据支撑不完全的情况下,现在确定政策、补贴、商业模式等条件还不完全成熟。
“张北风光储示范项目完成了技术上的示范,实现了储能参与电力体统的各项功能,说石热储能电力调频系统是储能商业模式的雏形为时尚早。就拿储能电池来说,从实验室物理性质定性到批量化生产要八年的时间,抽水蓄能电站作为一种运行多年的储能形式,积累了很多数据,但电价机制仍处于探索阶段。目前,我国对储能电池的评价还是空白,而电池储能有寿命周期,和传统电力设备寿命的概念不同。可以在电源侧、负荷侧都多做一些试点,明确电池的寿命衰减情况、安全隐患、运行维护情况、积累数据、厘清纷繁数据之间的关联性,让试点和政策相互促进,为今后提议调频电价做数据支撑。”来小康对本报记者说。
寄希望于电改?
中发9号文提出 ,要建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量,按照“谁受益、谁承担”的原则,建立用户参与的服务分担共享机制。
在此背景下,储能有怎样的发展空间?牟镠峰认为,新政突破了原有的辅助服务补偿和分摊都在发电企业内部流通的局限性,“谁受益、谁承担”体现了电力市场以“公平”为基础的精神。在我国电网运行状况日趋复杂,电力用户的电能质量和供电可靠性要求日趋提升的背景下,辅助服务市场必然需要更多、更优质的辅助服务提供主体,在新政逐步解决辅助服务补偿资金来源的根本问题后,势必会有更多元、更先进的技术进入市场,进而在提升市场运行效率的同时,有效保障电网的安全运行。
根据目前的公开报道,国内只有睿能公司在开展此项业务,预计未来更多的公司将关注储能产业,挖掘某些细分应用领域,实现真正的商业化,而不仅限于政府扶持的项目。
前述华北电力调控分中心人士也认为,目前国内储能系统没有实现单独参与电网调度,还没有这方面的数据来说明储能参与辅助服务的作用。“当然,如果储能能够克服单独并网困难,作为独立调度对象进入电力系统中参与调频的话,相较于常规发电机组,其响应调频指令的速度一定是最快的。这无疑对电网安全运行是有好处的,但如何平衡储能系统与其他常规机组之间的利益、如何完善辅助服务考核补偿细则,还需要在监管机构指导下进行科学合理的设计。”
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