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電化學儲能前景光明 發(fā)電側儲能的難點和支點分析
向新能源轉型不僅是世界各國的能源發(fā)展趨勢，更是我國的既定國策。習近平總書記在巴黎會議上莊嚴承諾，到2030年中國非化石能源在一次能源消費中的比重要達到20%。根據(jù)國家發(fā)展改革委能源研究所發(fā)布的《中國新能源發(fā)展路線圖2050》，到2050年，太陽能發(fā)電量將達到21000億千瓦時，也就是說，光伏發(fā)電量要在2018年的基礎上提高近11倍。要實現(xiàn)這個目標，儲能將是繞不開的話題。

兩類儲能各不同

發(fā)電側儲能并不是因為新能源發(fā)展而出現(xiàn)的新事物，是各種類型的發(fā)電廠用來促進電力系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行的配套設施。從累計裝機容量來看，目前抽水蓄能方式份額最大，但電化學儲能因為其響應速度快、布點靈活等優(yōu)點，代表著未來的發(fā)展方向。根據(jù)中關村儲能聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2019年5月至2020年7月，全球新增發(fā)電側電化學儲能項目113個，中國新增發(fā)電側電化學儲能項目59個。目前，電化學儲能已經成為發(fā)電側儲能應用領域的重要方式。

當前我國發(fā)電側儲能從用途上看主要有兩類。

第一類是火電配儲能。主要是保障發(fā)電廠具有一定的調頻調峰能力，提高火電機組的運行效率和電網穩(wěn)定性。同時，在能源結構轉型過程中深度挖掘火電的改造空間，拓寬火電的盈利方式?；痣娕潆娀瘜W儲能在我國已有廣泛應用，山西、廣東、河北都有發(fā)電側火儲聯(lián)合調頻項目。

第二類是新能源配儲能。相比火電，風電和光伏的間歇性和波動性很大，為保證電力系統(tǒng)的整體平衡，往往造成部分地區(qū)“棄風棄光”現(xiàn)象。2019年，在新能源發(fā)電集中的西北地區(qū)，棄風率和棄光率仍然很高。例如，新疆的棄風率和棄光率分別是14%和7.4%。電化學儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，能夠平抑波動，不僅可以提高能源在當?shù)氐南{能力，也可以輔助新能源的異地消納。

當下面臨五大難點

盡管電化學儲能在發(fā)電側已經有很多示范項目，但在應用方面仍然有許多困難需要克服。在政策和運營層面，主要面臨以下幾方面的挑戰(zhàn)：

一是傳統(tǒng)電力市場給儲能留下的空間不大。發(fā)電側儲能的收益直接來源于電力市場，因此電力市場的總體運行狀況對儲能的發(fā)展有著直接影響。

根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，截至2020年1月，我國電力裝機總量在20億千瓦左右，2020年1～6月全國總用電量為33547億千瓦時。這說明我國存在電力生產過剩的情況。同時，我國還不斷有用于調峰的火電（燃氣機組）、新能源機組上馬，裝機總量不斷上升，導致儲能的作用難以體現(xiàn)。

相比歐美國家，我國的電力設施很多都是近些年修建的，基礎設施更為“堅強”，具有相當?shù)娜菁{能力。這就使得電網對儲能所提供的輔助服務沒有強烈需求。在美國，由于新建電廠的審批控制以及電網的老化，電力公司急需儲能來平抑波動和滿足擴容需求，在此基礎上形成了對儲能的大量需求。

二是儲能作為輔助服務市場主體的資格不明確。

儲能的價值主要體現(xiàn)在它提供的輔助服務上，因此輔助服務市場的規(guī)制對儲能的收益有著決定作用。在發(fā)電側，電化學儲能是作為發(fā)電廠機組的輔助設備運行的。作為機組的附屬設備，電化學儲能沒有輔助服務市場獨立的經營資格，由此導致電化學儲能的收益具有很高的不確定性。由于很多發(fā)電側的發(fā)電和儲能是分開管理的，當政策變化時，由于沒有主體地位，儲能運營商可能沒有多少談判的能力，收益可能會進一步降低。

因此，發(fā)電側儲能的主體地位是個亟待解決的問題。目前，某些地區(qū)已經開始了這方面的嘗試。例如，福建晉江的獨立儲能電站就拿到了“發(fā)電業(yè)務許可證”，以此為切入點讓獨立的發(fā)電側儲能進入電力市場。但即使如此，儲能在市場中的身份和交易機制也不夠健全。

根據(jù)2020年6月國家能源局福建監(jiān)管辦公室發(fā)布的《福建省電力調峰輔助服務交易規(guī)則（試行）（2020年修訂版）》規(guī)定，獨立儲能電站的充電可以“采取目錄峰谷電價或者直接參與調峰交易購買低谷電量”，放電時則“作為分布式電源就近向電網出售，價格按有關規(guī)定執(zhí)行”。這就導致在調峰方面，儲能的調峰收益更多是由計劃和磋商決定的，充放電價的不明確給儲能的收益帶來很大的不確定性。即使在青海、湖北這樣將電儲能交易納入調峰市場的省份，也只規(guī)定了儲能電站充電時的交易機制，關于放電依然是“按照相關規(guī)定執(zhí)行”。

除了以上的困難之外，由于儲能在調頻方面具有極好的性能，因此，儲能的主體資格還面臨著來自輔助服務市場內部成員的阻力。

三是輔助服務市場機制不完善。由于儲能本身并不創(chuàng)造電能，因此儲能的收益只能來自提供輔助服務的收費，而我國的輔助服務市場機制尚無法滿足儲能商業(yè)化運行的要求。

我國目前的輔助服務機制要求發(fā)電側“既出錢又出力”，也就是要求并網發(fā)電企業(yè)必須提供輔助服務，同時輔助服務補償費用要在發(fā)電企業(yè)中分攤。通過從這些企業(yè)中收取一部分資金，加上一部分補貼，形成一個資金池。調度中心根據(jù)各輔助服務主體的績效打分，來決定發(fā)電企業(yè)能從這個資金池中收回多少份額。

以2019上半年為例，我國電力輔助服務總費用共130.31億，占上網電費總額1.47%。其中發(fā)電機組分攤費用合計114.29億，占87.71%。如此制度設計就決定了輔助服務市場基本是一個“零和博弈”，輔助服務的價值并沒有得到很好的體現(xiàn)。

因此從發(fā)電廠的角度來看，如果大家都通過配套儲能來提供輔助服務，那么會出現(xiàn)發(fā)電廠收益并無變化而成本卻提高很多的問題，進而使發(fā)電廠缺乏安裝儲能設施的動力，這也是造成儲能項目多是示范工程的原因。即使宏觀政策支持發(fā)電側儲能的發(fā)展，這樣的輔助服務機制也很難給發(fā)電側提供正向激勵。在輔助服務市場沒有建立起來的情況下，儲能的收入來源十分單一，很難達到商業(yè)運行的要求。

四是儲能標準缺位。我國電化學儲能行業(yè)近幾年才初具規(guī)模，儲能電池還沒有國家層面的標準規(guī)范。在沒有確定標準的情況下，儲能電池的回收和梯級利用也難以有效實施。例如，部分地區(qū)在探索退役動力電池應用于儲能領域，但儲能電池的要求和動力電池有很大不同，錯誤的梯級利用不僅帶來效率方面的問題，更嚴重的是存在安全隱患。而且，相關法規(guī)的確缺失，可能會導致儲能電池出現(xiàn)像鉛蓄電池一樣的回收亂象。

五是運營問題。儲能的運營問題主要在于儲能的容量和成本。現(xiàn)有的發(fā)電側儲能項目容量一般在10～200兆瓦時之間，多數(shù)不超過100兆瓦時，考慮到未來新能源裝機容量越來越大，這樣的儲能規(guī)模顯然難以充分助力新能源消納?，F(xiàn)有的電化學儲能可以通過技術手段輕松增加容量，當然，隨之而來的安全問題也需要高度關注。

電化學儲能的成本問題更是儲能難以大規(guī)模投入的重要原因之一。以光伏發(fā)電為例，在西北等光伏資源豐富地區(qū)，雖然已經可以做到平價上網，然而配套儲能設施如果沒有相應的激勵或者補貼政策，發(fā)電成本就會大大提高。再考慮到設備的衰減和老化問題，成本的回收會更加困難。

因此，目前在沒有明確且足夠的政策補貼時，電化學儲能難以大規(guī)模地投入使用。

未來需要四大支點

盡管電化學儲能有以上的種種限制，它的前景卻是明朗的。隨著我國能源轉型以及電力市場改革的不斷深化，電化學儲能未來的定位會越來越清晰，應用的價值也會越來越得到體現(xiàn)。

第一，提高消納能力。

未來新能源發(fā)電會占有越來越大的比例。與此共生的消納市場給電化學儲能帶來了廣闊的發(fā)展空間。一方面，新能源配儲能可以幫助解決新能源在當?shù)氐南{問題，儲能能幫助風電和光電擺脫“垃圾電”的影響。更重要的是，由于我國的風、光資源主要集中在西北部，而需求負荷主要集中在沿海地區(qū)。如果未來要更多地依靠新能源，那么電力的跨地區(qū)轉移就是一個必須解決的問題。這也是特高壓進入我國“新基建”計劃的一個原因。通過特高壓，大量的新能源電力可以轉移到沿海區(qū)域而中途沒有過多的損失。

第二，擴大電力市場容量。

隨著電力市場改革的不斷深入，在價格機制的引導下，未來新電廠的建設會放緩。同時，用電需求仍然會不斷上漲。考慮到電網的經濟性，相比于建設新的電廠，未來更多的關注點會集中在電力系統(tǒng)的優(yōu)化方面。例如通過合理的削峰填谷、需求響應來解決電力市場的擴容問題。

在這方面，電化學儲能由于其快速的響應能力，在未來的電力容量市場中具有相當大的潛力。如果通過EMS（能源管理系統(tǒng)）能讓儲能在容量市場充分發(fā)揮其作用，那么擴容問題能得到部分解決。

第三，促進市場價格機制形成。

本著“誰受益，誰承擔”的原則，目前的輔助服務成本分配方式不盡合理。國家發(fā)展改革委、國家能源局在不久前發(fā)布的《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》中指出：“進一步完善調峰補償機制，加快推進電力調峰等輔助服務市場化，探索推動用戶側承擔輔助服務費用的相關機制，提高調峰積極性。推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設。”如此，讓所有受益的市場主體，都來承擔輔助服務成本，輔助服務的價值才能在市場中得到較好的體現(xiàn)。發(fā)電側儲能將有更大的積極性在應用方面進行嘗試和投入，電力用戶也會根據(jù)市場價格進行需求的自我調整，從而提高電力系統(tǒng)的整體運行效率。

第四，對生態(tài)環(huán)境影響小。

在不同的儲能方式之間，電化學儲能在環(huán)境保護方面也有其優(yōu)勢。以抽水蓄能為例，一般需要在山地環(huán)境下建設上下水庫、安裝大型發(fā)電機組，電站建設運行可能會對周圍的生態(tài)環(huán)境產生影響。而電化學儲能在選址上沒有抽水蓄能那么多的地理限制條件，且占地面積小很多。以晉江儲能電站為例，總占地面積10887平方米，以圍墻內面積計算，全站能量密度為42.5千瓦時/平方米。在電化學儲能應用和回收技術不斷進步的情況下，預計對于生態(tài)環(huán)境的影響會遠小于抽水蓄能。

（作者尹海濤、瞿茜均供職于上海交通大學行業(yè)研究院和中國城市治理研究院，李新鈺系上海交通大學安泰經濟與管理學院研究生）