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储能蓄势待发

作者:陈雪婉 来源:财新周刊 发布时间:2021-10-10 浏览:
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中国储能网讯:以电化学为主的新型储能将在未来四年实现规模化发展,但短期内安全性、经济性和商业化等现实难题仍待突破

2021年2月4日,江苏镇江五峰山储能电站。中国的新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关键转换期。

文|财新周刊 陈雪婉

9月14日,上海证券交易所和中证指数公司同时宣布,将于10月15日正式发布中证储能主题指数。该指数从沪深市场中选取30只业务涉及储能电池、储能变流器以及储能系统集成领域的上市公司作为样本。

资本市场上,2021年以来,储能概念股表现极为抢眼,宁德时代(300750.SZ)、阳光电源(300274.SZ)、科华数据(002335.SZ)等相关公司的股价均实现了翻倍增长。

资本市场热潮背后,中国新型储能装机也在爆发式增长。据不完全统计,2021年上半年,国内新增新型储能装机规模超10GW,同比增长超600%。

储能,顾名思义,即将能量存储起来,需要的时候使用,现有抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等多种储能技术。生活中,小到移动充电宝,大到新能源汽车动力电池、电站超大型电池组,都属于储能范畴。

“碳达峰、碳中和”(下称“双碳”)目标下,储能被视为一把打通新型电力系统产业链的关键钥匙。何为新型电力系统?中国的“十四五”规划明确了这一概念和目标:新型电力系统首先须以新能源为主体,到2030年,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右;风电、光伏总装机将达12亿千瓦以上,较2020年底跃升126%。

2030年远景规划并未提出届时的全国全口径电力总装机规模目标。截至2020年底,全国发电总装机容量22亿千瓦,若以这一时点为基数,不到十年内,风、光电装机量须占全国发电总装机的一半多。

上述新能源电力目标,倒逼储能环节尽快取得突破。伴随着风、光电渗透率的提升,电网调峰、调频压力也不断增大,储能日益成为新型电力系统的核心痛点。

从趋势判断,中国的新型储能正处于从商业化初期向规模化发展的关键转换期,主要障碍是需要突破储能技术的安全性与经济性问题。7月23日,国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到2025年,即实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,距离这一时间表仅剩下四年多的时间。这份文件指出,届时新型储能装机规模达30吉瓦(1吉瓦等于100万千瓦)以上,这相当于2020年底装机规模的近8倍;到2030年,实现新型储能全面市场化发展。

从2019年底开始,电源侧储能,即可再生能源配储能的应用模式在各地铺开,目前已有20余省份发布鼓励或强制新能源场站配置储能的文件。国家发改委、能源局在2021年8月进一步发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,指出“实现碳达峰关键在促进可再生能源发展,促进可再生能源发展关键在于消纳,保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能”;鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式,增加可再生能源发电装机并网规模,符合一定配建调峰比例的可享受优先并网等优惠政策。

政策强势推动下,2020年储能在新能源发电侧的装机规模超过58万千瓦,同比暴增438%。不过,目前可再生能源配储能,最直接的影响是成本增加、投资收益率降低。

当前,中国新型储能主要指电化学储能,即通过电池完成能量储存、释放与管理的过程。从应用场景来看,主要分电源侧、电网侧、用户侧三类,比如风电、光伏电源侧配储能,解决新能源波动性问题;电网侧的储能,就像“超级充电宝”,主要用于电网调峰、调频;工商业企业利用用户侧储能项目,进行削峰填谷等。

中国电化学储能领域,目前锂离子电池占比近九成,铅蓄电池占比约一成,其余不到一成是液流电池。但电化学储能的发展仍面临诸多掣肘,安全事故频发、成本高、市场机制不完善等。多种现实困局下,新型储能如何破局?

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受财新采访时称,储能未来发展的重点是在长寿命、高安全、低成本、碳足迹等基础上,加快技术创新和迭代升级,结合不同应用场景需求建立和完善标准体系,同时完善电力市场机制,让储能参与调峰、调频等多种服务获取相应收益,进而打开可持续发展的商业模式,“依靠国家补贴,不现实”。

安全性不可逾越

4月16日,北京市丰台区南四环国轩福威斯光储充技术有限公司储能电站起火,致两名消防员牺牲,一名员工失联。该事故一度引起国内极大的关注,但很快又被储能热潮所淹没。7月底,新能源汽车急先锋特斯拉,在澳大利亚维多利亚州的储能单元于测试期间发生火灾,亦令市场震惊。大火持续三天才得到控制。该项目储能总容量为300兆瓦/450兆瓦时,是目前澳大利亚最大的电化学储能项目,电池系三元锂离子技术。目前事故原因暂未查明。

事实上,中国电网侧、电源侧、用户侧的诸多类型储能电站,均发生过火灾,例如2017年山西一火电厂储能系统发生大火持续七小时;2018年8月,江苏镇江扬中一电网侧储能电站电池集装箱起火并烧毁;2019年5月,北京一酒店布置的用户侧储能项目发生火灾。

除了相对大型储能电站,民用的电动自行车爆炸事故也频发。9月20日凌晨,北京市通州区一小区发生电动自行车爆炸事故,酿成五人死亡惨剧。据相关部门初步判断,火灾原因为三层租户将电动自行车锂电池带回家中充电,电池发生爆炸起火。三层起火后迅速蔓延至四层阳台,并蹿至客厅及五层卧室。

“韩国2017年12月到2019年5月电化学储能发生23起事故,如果换算成每座电站、每年发生事故的概率大约在1.5%左右,这是非常高且不可接受的概率。”中国科学技术大学教授孙金华称。

清华大学教授、中国科学院院士欧阳明高参与了上述北京丰台储能电站起火爆炸事故的调查与分析。据他介绍,这一储能电站电池规模为2.5万度电,消防员在救援储能电站南区火灾时,储能电站北区发生爆炸,导致消防员牺牲。该事故最初是由电池“过放电”(电池放电超过截止电压后继续放电)导致热失控,继而发生爆燃。

频发的各种事故是储能行业的长鸣警钟,加之国内电化学储能电站装机容量快速增长,电站安全运行压力和安全隐患也在显著上升。不管外界如何热炒概念,业内深知,安全问题是储能不可逾越的技术门槛。

目前,中国储能电站仍缺乏系统性标准和规范,存在惟低价中标、忽略系统安全的现象。为此,8月24日,国家发改委、能源局发布《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》(下称“安全管理暂行办法”,首次提出了针对电化学储能安全关系的新制度设计,具体涉及项目准入、生产与质量控制、设计咨询、施工及验收、并网及调度、运行维护、退役管理、应急管理与事故处置等环节。

譬如,在项目准入环节,加强储能安全顶层设计与专项规划,通过安全风险评估与论证,确定储能电站选址、布局和安全设施建设,杜绝违规乱建。

不过,由于储能电站属于快速发展的新兴行业,安全管理暂行办法仅起到纲领性指导意见的作用,相关细化标准规范尚未出台。

应急管理部沈阳消防所研究员张颖琮告诉财新:“细化标准的出台,不能一蹴而就,需要科研数据作支撑。”据财新了解,后续设计、工程建设、产品等各项细化标准正在紧锣密鼓编制过程中,下一步将陆续推出。

  例如,电化学储能电站设计领域,国家住建部曾在2014年下发《电化学储能电站设计规范》,但孙金华认为,当时文件主要从促进储能电站发展角度出发,未做充分研究,没有具体的消防设计要求。他透露,修订版即将发布,“里面修改最多的地方就是消防安全这块”。

张颖琮指出,当前中国储能电站整体造价中,消防方面的投入占比不到2%,而国外电站占比为3%—5%,需要强制性标准、规范,制约投资商、建设方提高安全投入。“零概率完全杜绝电池热失控,不现实也不科学,只能通过标准严控和加强监管,进而降低概率。”

资料来源:中国化学与物理电源行业协会储能应用分会

资料来源:中国化学与物理电源行业协会储能应用分会

在储能产品方面,安全管理暂行办法还要求,国家工信部加强储能相关产品及系统的生产制造管理,实施《锂离子电池行业规范条件》《锂离子电池综合标准化技术体系》等政策;市场监督管理部门制定、修订储能电池等相关产品及系统的强制性国家标准,提高储能产品安全要求,并开展储能产品认证等。

成本难题

储能能否如市场预期那样得到大规模应用,安全性是首要门槛;经济性是必要条件。

高成本仍是储能行业目前的普及障碍。2020年电化学储能的度电成本在每次0.5元左右,距离规模应用的目标度电成本0.3—0.4元还有20%至40%的差距。

虽然从绝对数值看,差距不太大,但在刘勇看来,成本越往下走、难度越大,当前储能企业各自构建垂直产业链体系,上下游产业链缺乏分工合作,难以通过资源共享和规模化降成本。后续须从电池技术进步、上游材料资源等供应链保障以及产能规模效应等多方面协同推进、降低成本。

目前,新能源配建储能项目,最显性的影响是成本增加。

以内蒙古为例,2021年8月,当地能源局下发加快推动新型储能发展的征求意见文件,规定新建保障性并网新能源项目,配建储能规模不低于15%、2小时;新建市场化并网新能源项目,配建储能规模不低于15%、4小时。

一名储能系统集成人士作了粗略经济性测算,假设蒙西地区某100兆瓦光伏电站,通过配置15%、4小时储能以市场化身份并网,储能系统成本为1.5元/瓦时,充放电效率90%,循环次数6000次,市场化并网项目较保障性并网成本约增加0.337元/瓦。

华能集团是中国五大发电集团之一,能源转型背景下,华能集团大幅加速风、光等新能源投资。9月12日,华能山东半岛南4号海上风电项目首批风电机组顺利并网,成功发出山东省第一度海上风电。该项目位于山东省海阳市南部海域,总装机容量301.6兆瓦,安装58台5.2兆瓦风机,计划2021年底前实现全容量并网发电。

按照可再生能源配储能要求,2021年6月,华能清洁能源技术研究院以单价1.663元/瓦时中标储能系统集成,该海上风电项目陆上集控中心配置储能一期规模为15兆瓦/30兆瓦时。

华能清洁能源研究院储能技术部主任刘明义告诉财新,目前发电集团风、光项目配储能,更多是为了拿风、光指标,储能实际的经济性贡献几乎为零——配了储能后,收益率普遍降低约1个百分点。“一方面,集团公司每年有新能源开发规模要求;另一方面,投资收益率也有硬性指标,一旦降低很难过审。这令我们进退两难。”他说。

电网侧项目也面临与电源侧相似的困局。江苏镇江分布着八座电网侧储能电站构成的电网储能电站群,电网企业希望通过将成本纳入电网输配电价的方式进行摊销,但后来这一模式却被叫停。原因是这一模式与国家降低电网输配电价的大方向相悖,也不属于电网企业的管制性业务。2019年6月国家发改委出台的《输配电定价成本监审办法》,明确不能将抽水蓄能、电化学储能成本纳入输配电价成本。

2020年10月,国网山东综合能源口镇储能电站在济南市莱芜区投运并网,这是山东省内首个并网运行的电化学储能电站,储能规模为1.6兆瓦/3.2兆瓦时。该电站一名管理人员告诉财新,电站每天充放电量在2200千瓦时左右,累计充放电量44万千瓦时,每千瓦时有0.08元的峰谷差套利空间,虽然利用了退运铅蓄电池节约部分成本,但距离收回400余万元总投资仍较远。

不能将成本转移至电网,2019年12月,国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》,要求不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设,严正叫停电网侧储能。

由于一直缺乏投资补偿机制,国网此后在电化学储能上相对裹足不前,在抽水蓄能上的投资增长却较多。国网持有全国约66%抽水蓄能电站,2021年3月,国网还披露,力争“十四五”期间新增开工2000万千瓦抽水蓄能电站,投资1000亿元以上。

此前,抽水蓄能也一度因为不能纳入输配成本而进入投资寒冬,但2021年5月,国家发改委调整了抽水蓄能电价机制,明确政府核定的抽水蓄能容量电费由电网企业向抽水蓄能主体支付,购买抽水蓄能服务,然后再纳入省级电网输配电价回收,这一新机制扭转了电网对抽水蓄能的投资积极性。

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储能能否如市场预期那样得到大规模应用,安全性是首要门槛,经济性是必要条件。

用户侧储能电站则主要靠峰谷价差套利,即储能通过能量时移,在低谷电价时间段充电,在高峰电价时间段放电,满足用电需求的同时利用峰谷价差获利,场景多分为光储充电站、工商业园区、数据中心、通信基站、商场、医院、酒店港口岸电等。

例如,2021年7月,华东地区启用首座特斯拉光储充一体化超级充电站,通过太阳能屋顶系统发电后,将电能储存在Powerwall储能电池中,最终可供部分纯电动车日常充电;北大国际医院则以能源管理合同形式签订了约2.7兆瓦储能电站项目。既可在市政电力故障不能供应情况下,提高供电保障能力,又能在电价低谷时段储存电能,电价高峰时段向用电负荷供电,利用“峰谷电价差”降低电力用户电费,预计一期储能电站每年可节约电费16万元。

2021年7月29日,国家发改委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》,文件最大的亮点便是,拉大峰谷电价价差,大比例上浮尖峰时段电价,体现价格的杠杆作用,这为储能发展创造了更大的盈利空间。刘勇称,这对用户侧储能确实是较大利好,峰谷差越大,收益越高,投资回收期越短,最终具体还要看各地方政策实际落实情况。

商业模式如何打通?

“目前的可再生能源配套储能,并没有形成有效的盈利模式。”刘勇直言,不过,中国已有青海、湖南、陕西等地在探索“共享储能”模式,分摊各市场主体投资风险,提升新能源消纳。

以陕西为例,2021年陕西拟以“大规模集中共享式储能”为主要发展模式,通过市场化竞争引入专业储能投资运营商,对储能设备租赁费或购买服务价格设了最高指导价,即以投资收益率6.5%左右来进行测算。既满足新能源企业和电网对储能的需求,又降低了发电企业初始投资,从而促进储能规模化建设。

2021年6月14日,位于青海海西与格尔木的两个共享储能电站当日实现“三充三放”,该共享储能电站在弃光、弃风高峰时段将电储存,在非弃光、非弃风低谷时段将电发送至电网,新能源发电企业则通过租用储能电站,挽回了弃电这部分的经济损失。

刘勇告诉财新,相较于每个风电场、光伏电站分散式独立配储能,共享式储能电站可根据周边风、光资源,由电网综合能源公司、系统集成商或其他第三方机构等多方合建规模较大的储能电站。这样,既方便储能电站统一集中调控和交易,也能提高电站自身利用率,提升电站运维水平,推进公共土地资源最大化效益,也让不同的新能源企业利用储能资源实现新能源消纳和保障电网稳定运行,同时通过市场化收益分配方式实现多方共赢。

但新能源企业也有顾虑和权衡。刘明义称,这其中,新能源开发商自建储能与支付租赁费,孰高孰低、哪个划算?“发电企业自己掏钱建,还是成本最优化的方式。由外面第三方来建,如何控制成本和租赁费用?”

“储能商业运营必须依赖市场,但储能商业运营政策缺乏长效机制,储能投资面临较大的风险。”国网青海省电力公司调控中心总工程师王茂春认为。

目前,中国尚未形成成熟的电力现货和辅助服务市场。王茂春提及,中国的电力现货市场部分地区以发电侧单边交易为主,储能市场价格信号无法传导至用户侧形成有效激励引导,从而造成商业模式无法闭环。另外,一些地区储能项目收益依赖电力调峰辅助服务市场补偿,盈利空间有限,也影响了社会资本投资的积极性。

除了国内储能项目,华能集团还在英国威尔特郡门迪镇投建了99.8兆瓦的储能电站。据刘明义介绍,相比国内储能项目的低收益,海外储能电站商业模式完善,调频等辅助服务都可以通过成熟的电力市场获取收益。

在开放灵活的电力市场中,储能价值通过市场价格信号体现,盈利模式清晰,在这一机制下,即使不通过政策行政手段强配储能,投资主体也可获得足够反映储能价值的回报。但中国电力市场的推进速度落后于储能的产业发展需求,包括储能在内的各类调节性资源虽然有贡献,却未享受到相应的补偿和收益。

8月31日,国家能源局印发了《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》和《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》,虽仍存在诸多争议,但明确了储能市场主体身份,同时也完善了辅助服务市场新构架。

刘明义告诉财新,除了储能电站身份问题,还需要具体执行细则:“具体是如何参与?什么时候享受调用?一天几次?没有这些规则,储能连经济模型都难以建立。”

也就是说,虽然新能源配置储能属于解决波动性问题,但这个价值目前并没有明确可量化的市场收益,储能的灵活性调节价值也没有可量化的回报方式。

在成本疏导上,2021年5月,抽水蓄能电站价格机制获得突破,明确以“两部制”电价政策为主体,竞争性方式形成电量电价,并将容量电价纳入电网输配电价回收,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

业界有声音建议电化学储能也参照抽水蓄能,计入电网有效资产,纳入输配电价回收或者参照上述“两部制”电价,出台针对新型储能的容量电价。

但一名电网规划人士认为,抽水蓄能技术成熟、成本低且已处于稳定空间,但电化学储能成本还较高,“当前还不成熟,成本在未来变化也很大,现在就出台一个电价机制、让全社会承担这一高成本,不合适”。

储能系统主要包括电池、变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)等。一名一线投资基金人士告诉财新,目前大型储能系统集成商、电芯、变流器大都系成熟上市企业,短期内基金更多关注民用储能装置等。当前市场对储能热情的确高涨,但储能盈利性难以明确,需等待前述电价信号、电力市场等规则更明朗清晰。■

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