阳光电源吴家貌:我国储能产业面临的问题及相关建议

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阳光电源吴家貌:我国储能产业面临的问题及相关建议

吴家貌

(阳光电源副总裁兼光储事业部副总裁)

“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”,意味着今后较长时期,我国电力清洁化必须提速,以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。

作为高比例可再生能源的关键支撑技术,储能在促进全球电力低碳转型进程中不可或缺,尤其在可再生能源占比越来越高的电力系统中,储能将发挥越来越重要的作用。

但是储能产业面临历史性机遇的同时,如何实现储能与新能源乃至电力系统的深度融合,不管在顶层设计、市场机制还是在具体产业层面的降本增效上,都面临不小的挑战。

一、国际储能发展情况

尽管受到新冠肺炎疫情影响,但全球储能产业仍保持高速增长势头。根据彭博新能源财经的预计,2020年全球储能市场规模将从2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh,创下新的纪录。其中“可再生能源+储能”这一应用场景正在快速发展,市场份额预计由2019年的59%提升至71%。

在全球主要储能应用国家,“光伏+储能”几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能,不仅可以对电网进行调峰调频,提高电网稳定性和电网线路利用率,还可以平滑光伏出力以减少对电网的冲击。

为促进新能源消纳、提升电力系统灵活性,英、美、德、日等国家通过立法给予储能相应的身份,可以根据其自身资源的技术特点,设计不同的报价参数充分考虑储能的技术与物理特性,让其参与电能量、容量、辅助服务等不同品种交易,多种手段鼓励储能参与电力市场。

二、我国储能产业面临的主要问题

随着我国经济转型、绿色能源快速发展和能源供给侧结构性改革不断深化,我国的储能发展需求正在日益扩张,储能产业的快速发展已经成为必然。

截至目前,我国风电、光伏装机均超过2.3亿千瓦,安徽、湖南、青海等多地均在探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制,已有17个省份出台了新能源配套储能及新能源场站一次调频的相关政策。但是,盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。

一是政策缺少长效机制,收益存在很大不确定性。与国外相比,我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主,价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导,从而造成商业模式无法形成闭环。

目前“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付,获得收益存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则,新能源企业并不是唯一的受益主体,权责并不对等,储能低价恶性竞争激烈。

虽然各地出台了一些辅助服务政策,但交易品种单一,难以覆盖储能投资成本。有些地方政策没有长效机制,甚至“朝令夕改”,储能投资面临较大的风险,不利于行业长远发展。

二是技术和非技术成本高,储能电站成本居高不下。2020年储能的度电次成本在0.5元左右,按照目前的储能系统度电成本,距离规模应用的目标度电次成本0.3~0.4元还有不小差距。

一方面由于储能尚未实现规模化应用,储能的技术成本较高;另一方面,国内储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资等无形拉高了储能投资成本,非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一。

三是标准体系尚未形成,影响行业快速健康发展。储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节,储能系统标准体系不完善,无法保证储能产品质量与安全,直接影响储能产业健康、快速发展。

目前系统集成设计、EMS、BMS、日常管理技术等储能相关标准全部处于空缺状态,储能系统并网验收标准也不够完善。部分地区要求光伏强制配备储能,但电网公司并没有明确储能如何参与调度,以及调度的频次,充放电次数、放电深度多少算合格,标准的缺位造成了当前储能系统门槛不一的局面。

四是系统集成设计参差不齐。储能集成系统是一个多学科、多领域的技术领域,包括了系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等,无论哪个部分出现短板,都会影响整个系统,储能系统如何做到高安全、低成本、智能化和模块化,是目前储能产业亟待解决的问题。

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