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二、影响及建议
(一)政策不明确带来的影响重大
根据上述分析可知,新型储能发展相关政策中,中央版堆砌原则且指向不明,地方版简单武断、带来质疑重重。商业模式不清晰,难以使储能行业“向阳生长”,对于行业长期、高质量发展非常不利。
根据简单测算,若光伏配置10%/2小时的电池储能,将造成度电成本上涨6-7分钱,在当前新能源降成本趋势趋缓等不利情况下,不但不利于储能行业,也会造成新能源行业的停滞发展。
(二)不成熟的建议
当前,政策的完善(而不是简单叠加)是储能发展的关键,而理顺政策逻辑的首先要准确认知储能在新型电力系统中的地位和本质功能,储能的核心功能可以分为两个方面:
一是保障电力系统供电充裕度。2021年我国缺电危机,更加说明保障电力供应是电力系统发展的底线。而根据未来负荷发展和电源装机结构,如果煤电装机在当前基础上略有增长,考虑需求响应达到最大负荷5%,2030年供电充裕度仍存在90GW的缺口,储能总投资需求将达到万亿级别;若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下,供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下,供电充裕度缺口将达到800GW,相当于当年最大负荷的30%。电力系统供电充裕度提升的强烈要求,是发展新型储能的首要需求。
二是电力系统调节的需求。随着新能源比例的增长,新能源出力区间幅度较大,根据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战报告》,2030年新能源出力占总负荷之比在5%-51%,将造成我国巨大的调峰能力缺口,2060年该情况将更加严峻。同时,新能源出力的快速波动性,要求电力系统具备更强的调频、爬坡能力。所以电力系统的调峰、调频和功率快速调节需求,是发展新型储能的第二动力。
基于上述认识,个人提出不成熟的建议如下:一是参考抽水蓄能发展模式,建立差异化的两部制(电量电价+容量)电价,设定稳定但较低的合理收益,以容量电价为主,对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中,严密跟踪电力系统充裕度要求,合理规划新型储能建设需求,通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本,最终实现与抽水蓄能同品同价。以两部制电价支撑的新型储能纳入电网保障调节性电源部分,以提升新能源保障消纳装机规模,也是电力系统充裕度、安全性的重要屏障。该模式主要支持大容量、较长时长、标准化储能电站的建设。
二是以市场为驱动推动更多社会主体参与储能建设。逐步扭转新能源强制配储能的发展方式,完全通过电力市场机制的完善,促进新型储能的准入,作为两部制模式的补充。首先是新能源不断进入现货市场,为了提升负荷预测精度和负荷曲线跟踪能力,新能源企业自主选择配置储能提升履约能力。其次随着辅助服务市场的扩大,调频、爬坡产品的推出,将通过辅助服务市场促进发电企业、电力用户进行新型储能的投资。该模式主要支持规模较小的储能的发展,可按功能灵活配置时长。
三是重视储能的实际运行效果。虽然当前储能已具备一定规模,但储能实际运行效果尚未得到充分验证。加强新型储能设计标准和运行标准的完善,在设计标准中落实电力并网运行管理规定(国能发监管规〔2021〕60号)要求,特别对于纳入两部制的储能电站,需要统一新型储能的调节性能和运行工况耐受能力,建立统一的调节时长要求;在运行中,形成有效的调度细则和监督考核规定,充分发挥运行效果。
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3月19日至20日上午,四川能源发展集团党委副书记、副董事长、总经理吴晓曦率队到高奉山电站、仁寿垃圾发电厂、新津储能项目调研,督导推进所属企业生产经营、项目建设及一季度“开门红”工作。集团党委委员、副总经理张昊,副总经理何林参加调研。在高奉山电站,吴晓曦一行察看了解大坝值守、库容蓄水
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