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唯有具备价值,储能才不再是“面子工程”,才能真正解决需求;当前不是“缺政策”,缺的是更细的具体做法及指导;下游企业更迫切需要政策层面的支持,协同推动解决盈利模式等核心问题。
以“双碳”目标为指引,从国家到地方密集出台多项与储能相关的政策,整个产业迎来前所未有的热度。不过,储能作为新兴产业,当前依然面临多重发展难题——调峰、调频及容量补偿等市场机制细则尚处空白,已建成的项目大多未形成稳定合理的收益,安全问题还未得以根本保障,没有形成统一的安全标准和公认的解决方案,从何入手推进解决……近日,中关村储能产业技术联盟常务副理事长、中国碳中和50人论坛特邀研究员俞振华,在接受记者采访时给出了建议。
发展前景光明但道路曲折
问:“双碳”目标给储能产业带来哪些新机遇?
俞振华:推进“双碳”战略,必然要加快推动可再生能源的跨越式发展,实施路径涉及能源、工业、交通、建筑等重点领域,包括电能替代、电动汽车、氢能等相关产业发展,而几乎所有跟碳中和相关的领域均与储能相关。“可再生+储能”模式已成为业界共识,作为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急,对储能产业提出了更高要求,同时伴随着大量机遇。
事实上,国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》,已明确储能产业发展阶段性目标——到2025年,新型储能装机容量达到3000万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右。抽蓄是当前技术最成熟、容量需求大、经济性好的储能方式,作用得到广泛认可。新型储能是指除了抽蓄以外其他新型的电化学储能或物理储能技术,相比存在资源调节等限制的抽蓄,该技术更具备布置灵活性。有了目标激励,未来5年至10年,新型储能会在度电使用成本上逐渐达到与抽水蓄能相竞争的水平,兼具长寿命、高安全性、可靠性等特点。
问:以“双碳”目标为指引,产业发展已具备哪些基础?
俞振华:可以说,储能产业发展前景很光明,但过去十几年的发展道路非常曲折。
早期储能产业进步,主要得益于风电、光伏发电、电动汽车等行业的带动。比如,从技术商业化程度来看,锂电池是目前最成熟、应用占比最高的新型储能技术。锂电池恰恰是率先在动力电池领域得到广泛应用,随着其特性广为行业熟知,于近年实现了规模化发展,并进一步被用在新建储能项目中。有了规模,一批成熟的技术、企业成长起来,逐步成为储能进入电力系统的敲门砖。
总体来看,“十三五”期间,储能行业更多是在做模式探索,包括发电侧、电网侧、用户侧的不同技术性示范、商业模式示范。由此,新型储能得到快速发展,年负荷增长率达75%,电化学储能新增规模首次突破1吉瓦。也正是这些尝试,让大家对技术路线的把握越来越清晰,反过来支撑产业未来发展,为相关政策机制的出台提供了支持。
五大核心痛点掣肘可持续发展
问:接下来,产业发展还面临哪些风险与挑战?
俞振华:储能产业与早年风光产业发展相比,既有相似之处,也有不一样的地方。
这些产业都是随着规模的放大,效益提升、成本下降,且技术进步持续改善产业格局,形成由量变到质变的升级。不过,储能比风光及电动汽车产业复杂得多,其应用场景更加多元,包括发电、输电、用电等不同场景,短时低频、短时高频、短时超高频等不同形式。各种需求之下,技术路线自然更为丰富。真正的大储能产业,未来必然呈多种路线并存的态势,但这些不同也带来更多不确定性,增加技术、投资等风险。
我们进一步总结了5个核心痛点,目前依然是掣肘产业可持续发展的瓶颈。包括机制问题,如何建立一系列可持续发展机制,帮助行业走上可持续发展的健康道路;安全问题,要建设大规模储能系统,该问题必须解决;准入问题,储能身为新兴产业,准入门槛还需进一步明晰;另有建设问题,以及全生命周期管理问题。
问:很多已建成的储能项目迟迟未能形成稳定合理的收益模式,您如何看待这个问题?
俞振华:储能的核心价值一般可分为三类:短时灵活性服务供应的调节,包括调频服务、系统备用服务;参与调峰,对应的是电力市场;缓解阻塞作为电力基础设施的一部分。未来,产业发展过程也是对储能价值进一步认可的过程。
近几年,行业做了不少项目,包括一些备受关注的独立储能项目,但很多项目仍属于投资拉动型,并非储能价值的真实体现。让储能项目真正获取相应收益,目前还是比较困难的。如何定义储能在电力系统中的价值、如何让价值通过电力市场机制反馈出来、如何建立一套适宜的政策机制等,这些都是需要深入思考的关键问题。唯有具备价值,储能才不再是“面子工程”,才能真正解决需求。
期待政策支持更细致、实用
问:结合上述痛点,您认为行业还需要哪些政策支持?
俞振华:据不完全统计,2021年以来,国家及各地密集出台了300多项与储能相关的政策。比如,2017年出台的首个储能国家级政策,第一次正式提出“十四五”是规模化储能发展阶段,提出应围绕储能技术装备、可再生能源利用、灵活性、稳定性、用能智能化和支撑能源互联网移动示范部署工作。2021年底,国家能源局印发《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》,丰富和拓展了管理规范的对象和内容,激发了新型储能的灵活性价值需求,被业内视为保障电力市场有序运营、促进源网荷储协调发展、建立分担共享新机制的纲领性文件。
相比早期,当前不是“缺政策”,缺的是更细的具体做法及指导。比如,按效果付费的市场建设思路还需要进一步推动贯彻,建立能够反映快速调节资源价值的市场机制。与此同时,应进一步研究建立适宜新型大规模储能参与的调度运行机制,在执行过程中充分考虑各市场主体的诉求,在一定时期内保持政策稳定性和延续性。再如,业内常说项目“投运即退役”,这与市场机制、调度规则、安全问题,以及项目自身所处的市场环境等都有关系。究竟从哪些方面入手如何解决,同样需要更强有力的政策支持。
问:行业自身应如何努力?
俞振华:长远来看,当前所面临的问题对储能产业反而是利好。储能作为灵活调节资源,可满足容量充裕度、备用、削峰填谷、新能源消纳等多种系统功能需求,其综合价值将通过多重收益渠道去体现。我们要坚定信心,“双碳”目标为全行业迎来跨越式发展催生了机遇。
对于上游企业而言,应结合自身技术特点和优势,选对目标应用场景,在此基础上推动技术进步,开发适宜不同场景的产品。切忌一窝蜂上项目、做重复建设,提前避免出现产能过剩。下游企业更迫切需要政策层面的支持,协同推动解决盈利模式等核心问题。
(原文收录于《中国碳中和五十人论坛文集 2022》,本文有删改)
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