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山西是能源大省,也是全国首批8个电力现货试点省份之一。随着新型储能在电力系统灵活调节中发挥的作用日益明显,如何促进新型储能建立合理可行的商业模式,推动和保障能源绿色转型和能源安全成为产业发展的关键。
那么,山西新型储能应用示范取得了哪些进展,具体情况如何?
政策先行,护航产业发展
大同市副市长赵学斌指出,储能是未来能源体系建设的主要组成部分,将在推动能源转型、应对气候变化各方面发挥重要作用。在构建新型能源体系大背景下,新型储能正进入规模化、市场化发展的关键时期。“以大同为例,截至2023年6月底,电力总装机容量1643.11万千瓦,其中新能源和可再生能源装机842.12万千瓦。前6个月,新能源发电量超30%。在此情况下,发展新型储能势在必行。”
“近年来,为探索新型储能产业健康发展途径,保障新能源稳定运行,山西省持续开展新型储能应用示范,推进相关项目开发落地。”崔健介绍,发展新型储能就要不断完善其参与市场的规则。山西省陆续出台了《山西省电力一次调频市场交易实施细则(试行)》等政策文件,为新型储能参与市场打下基础。
中国能建总工程师张满平指出,针对新型储能市场化发展趋势,山西省率先建立电力现货市场辅助服务相关规则,支持新型储能参与电力现货交易和调峰调频辅助服务。“目前,山西省在新型储能参与市场方面积累了应用经验,走在全国前列。‘十四五’期间,山西省新型储能规划容量达到600万千瓦,市场广阔。”
收益可观,项目纷纷落地
在上述背景下,山西省吸引了一批有实力和影响力的企业。
中国能建华中区域总部副总经理陶李透露:“我们正抢抓山西省市场机遇,密切跟踪推进一批有重大投资项目,投资总额近2000亿元。其中包含长治源网荷储、多能互补项目,以及位于忻州市、吕梁市的电化学储能项目,装机规模超60万千瓦。”
大同市促进外来投资局局长申海军介绍,随着风能、太阳能等新能源发电项目持续并网投运,储能项目开发建设也如火如荼展开。“今年初至今,大同市已并网投运两个电网侧储能项目,规模分别为10万千瓦和15万千瓦。还有3个在建的储能项目,计划装机规模约157万千瓦。另外正在谋划8个电化学储能项目,装机容量约在205万千瓦左右。”
在业内人士看来,储能成本下降也给市场和企业带来了全新发展机遇,加速了新型储能项目投资。
“以电化学储能为例,今年第二季度储能EPC总承包价格在每瓦时1.2元至2元之间,总承包中标价格较今年第一季度下降0.2元/瓦时左右。以规模10万千瓦/20万千瓦时、造价按照1.5元/瓦时计算,储能参与山西省现货市场理论上一年可以实现2000万元以上的收益。不过,考虑各种分摊费用,收入大约在1000万元左右。” 电力规划设计总院首席专家刘庆解释道。
参与现货,价格机制还能完善
虽然有企业表示目前储能项目参与现货市场的收益比预期可观,但刘庆提醒,在目前的市场条件下,运行情况比较理想,储能参与现货市场的内部收益率仍有提升空间。
“为进一步推动储能参与现货市场,首先建议电价政策秉持技术中立原则,以功能作用为主要考虑因素,促进各种新型储能技术升级迭代;其次,坚持以市场化为发展导向,价格政策是必要补充,通过市场竞争发现和满足系统需求,推动提升各种新型储能技术路线的经济性,逐渐从政策性电价机制过渡到市场化机制;第三,建立评估和监督机制,强化在电力市场、要素市场、技术自身发展、替代性技术等方面的评估研判与监管,适时调整政策重心,及时反映调节资源的市场价值。”刘庆说。
崔健认为,目前大部分新型储能项目仍处于示范阶段,距离成熟商业化发展还有一定距离,比如新型储能体制机制还不完善。“未来,我们将健全适应新型储能的市场价格机制,持续明确储能电站多元化的收益模式。”
国家能源局科技司副司长刘亚芳总结道,建立完善的新型储能建设和运行成本疏导机制,推动项目实现盈利,是促进技术进步和实现项目安全可靠运行的重要基础。各地要加强市场化机制,先行先试,制修订各地电力市场规则时,充分考虑新型储能特点,明确其准入条件,丰富其可参与的交易品种,鼓励其优先参与各类电力市场获取收益,进一步创新商业模式,扩大盈利空间。
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