新型儲能產業發展對新型電力系統建設的促進研究

張文智, 楊晉紅, 賈艷剛

(1.國網綜合能源服務集團有限公司, 北京 100010;2.國網英大長安保險經紀有限公司, 北京 100010;3.南京綠新能源研究院有限公司,江蘇 南京 210008)

0 引言

新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備,是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐,是破解“能源不可能三角”的主要方法,也是催生國內能源新業態、搶占國際戰略新高地的重要領域和關鍵窗口[1-2]。 儲電、儲熱、儲氣、儲氫等覆蓋全周期的多種類新型儲能設施有機結合,在不同時間和空間尺度上可以滿足未來大規?？稍偕茉凑{節和存儲需求,保障電力系統中高比例新能源的穩定運行,支撐電力系統實現跨季節的動態平衡,提升能源系統運行的靈活性和效率[3]。

本研究采用市場調研、統計分析和建立數學模型等方法,對新型儲能(本文以鋰離子電池電化學儲能為例)的技術、經濟性進行分析,認為新型儲能技術是構建新型電力系統的重要基石,需要加快推進,并提出推動新型儲能產業發展的政策建議。

1 新型儲能發展現狀

1.1 新型儲能技術類型與市場分布

儲能技術類型包括抽水蓄能、電化學儲能、熔融鹽儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等十幾種。 新型儲能是指除抽水蓄能外,以電力為輸出形式的儲能技術,是性能優異的靈活調節資源,是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備,是實現“雙碳”目標的重要支撐[4]。 根據接入位置,新型儲能可分為電源側儲能、電網側儲能、用戶側儲能3 種。 電源側儲能是指接入風、光、火等電源并網點以內,與電源聯合運行的儲能。 電網側儲能電站指直接接入公用電網,介于發電廠和用戶與電網結算的計量關口之間,服務電力系統運行的儲能,一般包括獨立儲能和替代性儲能。 用戶側儲能是指在用戶所有場地建設,接入用戶與電網結算計量關口表后,支持用戶可靠經濟用能的儲能。

據有關統計,截至2022 年年底,全球已投運的電力儲能項目主要分布在亞太、北美和歐洲地區,累計裝機規模237.2 GW。 其中,新型儲能累計裝機規模達45.7 GW,年增長率80%,鋰離子電池占據絕對主導地位,年增長率超過85%,其在新型儲能中的累計裝機占比與2021 年同期相比上升3.5 個百分點。2022 年新增投運儲能項目裝機規模30.7 GW,同比增長98%。 其中,新型儲能新增投運規模首次突破20 GW,達到20.4 GW,是2021 年同期的2 倍。 中歐美3 個地區繼續引領全球儲能市場的發展,三者合計占全球市場的86%,比2021 年同期上升6 個百分點,中國已投運電力儲能項目累計裝機規模59.8 GW,占全球市場總規模的25%,年增長率38%。 抽水蓄能累計裝機占比首次低于80%,同比下降8.3 個百分點[5]。

新型儲能繼續高速發展,2022 年被業內稱為“中國電化學儲能元年”,累計裝機規模達到13.1 GW/27.1 GWh,功率規模年增長率達128%,能量規模年增長率達141%。 2022 年,中國新增投運電力儲能項目裝機(功率容量,下同)規模達到16.5 GW,其中,新型儲能新增規模達到7.3 GW/15.9 GWh,功率規模同比增長200%,能量規模同比增長280%;新型儲能中,鋰離子電池繼續占據絕對主導地位。 此外,壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子電池、飛輪等其他技術路線的項目,在規模上有所突破,應用模式逐漸增多[6]。

鋰離子、液流電池、鈉離子電池均屬于電化學儲能,由于選址靈活、電池容量可依需求配置、初始投資相對較小,應用范圍和發展潛力相對較大。 在全球新增的已投運電化學儲能項目的技術分布中,鋰離子電池已連續10 年占據全球新增投運總規模的最大比重,2022 年底達97%,成為近期產業化的主要方向,因此,成為本次研究的典型樣本。

1.2 新型儲能應用商業模式與實效

新型儲能商業模式處于探索階段。 在電源側,有些省份或地區把配套新型儲能作為審批新建新能源發電項目指標的前置條件,但是該配套儲能裝置參與電網調度的時間和頻率不明確、共享收益分成難以達成共識等問題,讓此類儲能項目的經濟性存在一定不確定性。 在輔助服務市場方面,雖然明確了新型儲能的市場主體地位,部分省份或地區出臺了調頻輔助服務市場運營規則,《電力中長期交易基本規則(暫行)》鼓勵儲能嘗試參與中長期交易,但未有細則落地[7]。 在現貨交易市場方面,14 個試點省份中,除山東、甘肅等個別省份外,各省尚未明確儲能作為現貨市場主體參與交易。 在電網側,能源主管部門提出,建立電網側獨立儲能電站容量電價機制,逐步推動儲能電站參與電力市場;研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收的導向性原則,但實施細則尚未出臺。 尚未允許將儲能納入輸配電價核價范圍,未明確認定程序、核價方式及參數等細則。 在用戶側,主要通過峰谷價差機制獲得收益,機制不完善,作用發揮不足,成本回收存在一定風險[8]。

中電聯研究指出,電源側儲能存在利用率不高、成本難以消化、分散方式難發揮有效作用、配置的合理性及規模缺乏科學論證等問題。 新能源配儲能的電化學儲能項目平均等效利用系數僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%。 新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率大大低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。

用戶側,一是用戶單位自主建設,從峰谷電價差獲利。 二是引入外部投資者,采用租賃或合同能源管理模式,從峰谷價差獲利或構建虛擬電廠、參與輔助服務獲利。 用戶側儲能利用系數為28.3%,使用效率最高。

電網側,當前電網側新型儲能發揮功能以促進局部地區新能源消納、替代輸變電工程投資為主,電網側儲能利用系數為14.8%。 結合新型電力系統需求,電網側新型儲能本應發揮一些綜合性、全局性作用,但是目前仍缺乏明確定位。

1.3 產業鏈發展現狀

國內儲能產業發展基礎逐步夯實。 電化學儲能產業鏈主要由電池本體、BMS、EMS、PCS 及配套電氣設備制造,系統集成、投資運營、梯次利用、平臺生態等環節構成。 中國儲能市場的設備供應商,多數是從動力電池、光伏和電力設備等行業跨界而來,依賴原有路徑,向上下游延伸,尚未出現以電力儲能為主業的獨角獸公司。 儲能系統生產、投資運營存在較大技術、資金壁壘。 目前,簡單系統集成廠商較多,缺少高質量系統集成商,儲能云平臺生態尚處于初步布局階段。

2 形勢分析

2.1 市場形勢

2.1.1 政策方面

2022 年初,國家發展改革委、國家能源局半年內先后發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》(發改能源〔2022〕209 號)和《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(發改辦運行〔2022〕475 號),提出建立電網側獨立儲能電站的容量電價機制,即將容量電價對應的容量電費納入輸配電價回收,探索替代輸配電的儲能設施成本收益納入輸配電價。 按照上述兩個重要文件形成的共識,該政策為電網企業投資新型儲能提供了一種可能的政策路徑,雖然該政策路徑目前還較宏觀,實施路線、準入條件、操作細則等尚不明確,更需要精心設計預案并精密演算。 同時,各省對儲能產業總體持鼓勵支持態度,但有關政策重復性、雷同性較多,缺乏持續性和系統性,可操作的“實用性”政策較少。 而且,有些地方政策調整頻繁,增加了投資難度。

2.1.2 市場方面

隨著投資成本不斷下降、儲能技術持續進步、商業模式逐漸成熟,可以預見未來5 年(2023—2027),我國新型儲能將以年均超過50%的復合增速迅猛發展。 綜合各方數據保守測算,中國新型儲能累計達到97.0 GW/138.4 GWh 規模,年均新增儲能裝機平穩上升,約為16.8 GW/25.1 GWh,年均投資額1 000 億元以上,是名副其實的千億產業。 新能源配儲和獨立儲能仍將是未來中國新型儲能的主要應用場景。

另據全球能源互聯網發展合作組織、國網能源研究院有限公司等研究成果,在電網側緩解輸變電設施阻塞,延緩輸變電投資儲能配置場景下,預計2030年、2050 年、2060 年儲能需求分別為3 600 萬千瓦、3 900 萬千瓦、4 050 萬千瓦(結合最大負荷增長速度,近中期按照最大負荷2%,中遠期按照最大負荷1.5%考慮輸變電設備臨時性重載或過載情況),主要采用可移動式的新型儲能,一般需要采用電化學電池。

2.1.3 儲能技術及經濟性方面

未來儲能技術將向高安全、長壽命、低成本、易回收方向發展。 針對不同儲能應用場景特點,選擇匹配具有相應技術經濟優勢的技術路線,將成為儲能應用的重要趨勢。 電力系統大規模儲能應用將擺脫依賴傳統動力電池和系統的技術路線,形成專業應用的儲能電池和BMS 控制系統。 據預測,隨著電池壽命、安全性提升以及儲能電池本體成本的下降,未來電化學儲能有望迎來商業化大規模應用機遇。 中國電化學儲能市場現階段主要采用鋰離子電池,2022 年電池循環壽命達6 000~8 000 次,電池價格約每瓦時0.8~1.5 元;預計2024 年電池價格約每瓦時0.6~1.2 元。 電化學儲能電池技術經濟性將進一步提高。據郭劍波院士研究,根據目前多類型儲能技術的成熟度和發展趨勢,未來10 年,能夠較好地適應電力系統多種應用場景,具備規?；蓱媚芰?且安全性可控的新型儲能技術主要有鋰離子電池儲能、液流電池儲能、鈉離子電池儲能及非補燃先進壓縮空氣儲能(見表1)。

2.1.4 產業鏈方面

一是儲能電池技術要求高,目前,面向儲能應用的產品和工藝設計處于起步階段。 近年來,由于動力電池產能過剩,有關電池生產廠家紛紛涉足儲能電池領域,競爭較激烈。 電池本體廠家中,寧德時代、松下、比亞迪等鋰電出貨量居前;南都、圣陽電源、臥龍等鉛炭電池出貨量較大。 二是BMS、EMS、PCS 等設備系統國內技術已達國際先進水平,但控制芯片、IGBT 等核心器件仍依賴國外,主要廠家有高特、禾望、索英、陽光等。 三是高質量系統集成對儲能系統的安全和性能起較關鍵作用,需銜接上下游,是產業鏈最關鍵的一環,技術難度高,不僅涉及電化學、IT、電網調度等諸多技術領域,還需適應不同行業的應用場景,實現難度大。 目前,主要參與方為電池、PCS、風電光伏設備制造商、儲能項目開發商等。 四是投資運營方主要是電池制造企業、新能源開發企業、發電和電網以及其他能源投資企業,資金實力要求高。 據調研,國外電網企業開始由單純采購運營者向產業鏈上游延伸,收并購、合資設立儲能公司成為電網企業快速切入儲能市場的重要途徑。 軟件和服務環節也成為電網企業等相關方關注的領域。

2.2 趨勢分析

2.2.1 國家支持新型儲能發展的政策方向明確

中共中央政治局2023 年4 月28 日召開會議,明確要求加快推進充電樁、儲能等設施建設和配套電網改造[9]。 在前期政策的基礎上,國家能源局高度重視并推進健全新型儲能價格和市場機制,推動新型儲能多元化、市場化、產業化發展。 《2023 年能源監管工作要點》提出,建立健全用戶參與的輔助服務分擔共享機制,不斷引導新型儲能等新型主體參與系統調節。 2022 年以來,山東、新疆、湖南、寧夏等省市,相繼出臺了新型儲能容量電價政策,疏導儲能投資成本,促進新型儲能發展。 國家“雙碳”目標下對儲能的角色定位和儲能產業政策為儲能發展提供了政策支持,正在逐步建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制,必將對國家電網投資經營產生重大影響,亟待探索條件約束情況下國網綜能的新型儲能業務發展之路。

2.2.2 儲能發展標準化體系建設積極推進

國家能源局提出,持續推動建立健全新型儲能標準體系,截至目前,初步形成涵蓋基礎通用、規劃設計、設備試驗、施工驗收、并網運行、檢測監測、運行維護、安全應急等領域的標準體系,會同市場監管總局編制新型儲能標淮體系建設指南,加快推進新型儲能標準體系建設,推動儲能電池、儲能系統等涉安全強制性標準研制[10]。 日前,國家標準《電化學儲能電站安全規程》由市場監管總局(標準委)批準正式發布,同時,由國家電網有限公司牽頭的6 項電力儲能國家標準獲批發布,進一步健全了我國儲能標準體系。

2.2.3 安全問題受到更大關注

過去兩三年,除投資收益的不可控因素外,受國內外一系列安全事故的影響,電化學儲能投資決策承壓。 據有關機構統計,2022 年以來,國內行業內已經爆出了20 多起安全事故。 這些事故的原因是多方面的:在市場不成熟的前提下,從業主、投資商到設備商,更關注價格和成本,對產品的風險控制和安全認識不足;投資收益不明確、強制配儲能,部分系統集成商為了節省成本,以犧牲安全為代價壓低成本;行業標準不完善,監管能力不足甚至缺失等等。 國家、行業協會及團體在設立更多、更細致的標準規范行業發展的同時,應該對國內儲能電站起火事故展開調查,公開事故原因,對行業起到警示借鑒作用,完善整改措施,規避安全風險,促進行業健康發展。 作為平臺企業,國網公司已明確圍繞包括新型儲能規劃建設和運行等關鍵技術,部署實施重大專項攻關,著力打造原創技術策源地。

2.2.4 各類新型儲能技術發展迅速

壓縮空氣儲能加速前進。 張家口首個100 MW先進壓縮空氣儲能電站并網發電,單機規模正向300 MW 功率等級方向快速提升,二氧化碳儲能驗證項目開始投運,新增壓縮空氣儲能項目(含規劃、在建和投運)接近10 GW。

重力儲能示范項目落地。 江蘇如東25 MW/100 MWh 樓式模塊化新型重力儲能示范工程建設中。 據稱,單位投資每千瓦時6 000 元,度電成本約0.6~0.8 元。

液流電池技術路線多點發展。 首個100 MW 全釩液流電池并網發電,首個吉瓦時級全釩液流電池項目正式開工,鋅基液流、鐵基液流技術逐漸走出實驗室,受到越來越多的資本關注。

飛輪等短時高頻技術的應用需求持續增加,已有300 MW+的項目處于規劃在建中。

其他包括超級電容、鋰電容、水系鈉鹽電池、液態金屬等新技術取得新突破。 除了本體技術以外,高壓級聯、模塊化集成技術,分布式、各類液冷等儲能解決方案的創新應用產品或新方案紛至沓來,為儲能在新型電力系統的規?；瘧锰峁┝岁P鍵技術支撐。

2.2.5 儲能行業將進入快速發展期

隨著“雙碳”戰略下儲能需求的擴大,儲能技術性能與成本的持續改善,加以政策支持,規?；l展的條件已經基本成熟,全球正朝著“新能源+儲能”平價的方向發展,中國儲能將大概率迎來高速發展的未來。

長遠看,伴隨相關政策的頒布以及儲能商業模式的成熟,預計經過兩到三年驗證后,整個產業將會加速從“成本競爭”轉向“價值競爭”,行業會進入高速發展,進一步優勝劣汰,逐漸形成和出現主流方案,引領行業發展。 而后,產業通過充分的市場化,出現更為實在的技術、產品、供應鏈與品牌的競爭,即進入綜合能力的比拼。

據電規總院預測,“十四五”全國電網側新型儲能總需求規模約5 500 萬千瓦,時長2~4 小時。 應用場景以支撐電力保供、提升地區電力系統調節能力為主,三北地區規模需求略高于中東部地區。

3 措施與建議

國家電網提出以“一體四翼”高質量發展全面推進具有中國特色國際領先的能源互聯網企業建設,為中國式現代化賦動能作貢獻。 推動新型儲能發展,明確國網公司系統新型儲能規劃和建設布局,有利于全面提高電網優化配置資源能力、清潔能源消納能力、多元負荷承載能力、安全供電保障能力,促進國網公司堅強智能電網和能源互聯網相輔相成、融合發展;是聚焦主責主業,圍繞產業鏈延伸價值鏈,圍繞價值鏈布局產業鏈,促進以電為中心的價值鏈延伸到綜合能源服務,統籌推進電網和戰略性新興產業高效協同、相互賦能,提升公司發展整體質效的必然要求。

3.1 開展超前研究,契合政策方向

一是針對《“十四五”新型儲能發展實施方案》中明確的電網側儲能布局的4 個主要應用場景,分層分級仿真分析、局部模擬,建立多元儲能在大規模新能源送端、通道、受端環節聯合支撐應用的優化配置模型,指導儲能在源-網-荷多場景規劃配置與多元化應用,實現儲能系統的選型、選址和定容。

二是推動電網側替代性儲能設施列入電網投資。在電網項目可研環節出現電網功能替代性儲能設施,全壽命周期經濟性具備競爭優勢時,優先選擇替代性儲能方案,并推動國家主管部門同意該部分儲能投資列入電網投資,推動出臺電網側功能替代性儲能設施認定標準。 如果該部分替代性儲能由社會資本投資,電網企業可以通過購買服務方式計入輸配電成本。

三是加強替代性儲能方案全壽命周期經濟性比較論證,推動完善新型儲能各項標準,支撐成本合理性評估。 推動出臺電力儲能項目計價依據,除加強替代性方案全壽命周期經濟性比較論證外,推動完善新型儲能消防安全等各項標準,使消防安全系統投資成為儲能投資成本依據,為新型儲能列入電網投資成本監管奠定基礎。

四是牽頭成立儲能產業聯盟,營造開放共建、合作共治、互利共贏的儲能產業生態圈。 掌握國內外領先儲能資訊,發布儲能典型應用場景,提升公司儲能專業社會影響力。 構建技術交流、項目對接、資金融通、價值提升的賦能平臺,推動儲能產業發展。

3.2 突破關鍵技術,引領產業發展

一是重點研發核心電池技術及系統集成。 探索通過技術聯盟、戰略協作、合資合作等方式,穩妥地與行業領先企業合作,開展電力儲能鋰離子電池技術研制、系統集成等業務。 深化全釩液流電池技術研究,穩步推進電堆本體產業化。 加大支持力度,研發“電力系統友好型”專業儲能材料設備技術,掌握大容量、高安全、長壽命、低成本電池本體及儲能系統集成技術。 開發儲能與新能源智能化軟件控制系統、儲能5G 物聯網裝置。 面向電力系統,依托儲能典型示范工程,打造優質裝備、智能控制、高效運行、應急預警、安全消防“五位一體”的成套高質量儲能集成系統,增強整體解決方案能力。 二是優化儲能控制保護系統功能。 迭代升級高精度、高可靠的PCS 等儲能配套電氣設備,優化升級國產化EMS 系統硬件、算法及操作系統,適應百萬點大數據等多目標協調控制。

3.3 強化標準建設,嚴格試驗檢測

一是建立健全儲能技術標準體系。 在儲能安全、預制艙式儲能系統、氫能/儲熱等方面,加強對外合作,開展標準立項,制(修)訂儲能國家、行業標準。參與并引導儲能設計、設備選型、系統集成、并網接入等方面的技術標準體系構建與典型設計方案制定,推動儲能建設標準化,提升儲能業務競爭力。 二是加快推進完成兆瓦級電池儲能系統故障著火試驗平臺,形成從核心部件到大容量儲能系統全鏈條的互聯可視化試驗檢測體系。 三是突破退役動力電池健康狀態評估技術,研制基于電池健康狀態與安全防護的儲能系統調度控制與運行維護軟硬件成套裝置。 完善檢測體系,打造具備國際互認資質的儲能安全與涉網性能檢測認證中心。

3.4 構建投融體系,協同市場開拓

一是按照“優化配置、協同高效”的原則,優化直屬產業單位職能定位,減少無序競爭、突出核心業務,貫通新型儲能市場營銷架構。 明確戰略性新興產業單位電網側獨立儲能和替代性儲能投資主體地位,優選合適區域開展試點示范項目建設;整合系統內資源,發揮各單位專業特長、資質優勢,在商業模式明確可行情況下,協同開發電源側共享儲能和用戶側儲能市場。 二是建立儲能電站建設現場管理規程,推進儲能電站標準化建設,優化形成儲能“裝備+服務”成套高質量系統集成解決方案,重點培育吉瓦級集中式儲能電站技術集成能力,打造儲能電站總包專業團隊,擴展、提升EPC 資質,提高儲能項目總承包管理水平,提升儲能電站精益運維技術服務能力。

3.5 創新商業模式,提高產業收益

一是打通與公司綜合能源服務和車網公司業務的協同創新,充分運用能源托管、融資租賃、參與輔助服務、電力現貨市場等商業模式,積極探索綠電交易、需求響應、移動式車船供電等業務。 二是依托已有儲能云平臺資源,建設全國統一的儲能云平臺。 充分挖掘“儲能+”大數據價值,開展交易輔助決策、金融保險服務及儲能產業區塊鏈交易等衍生服務,培育新的增長點。 三是推動完善輔助服務市場機制。 推動電力輔助服務市場更好體現儲能等靈活調節性資源的市場價值,建立健全調頻、備用等輔助服務市場,推動源網荷儲一體化建設和多能互補協調運營。 探索引入爬坡輔助服務機制,逐步擴大爬坡市場參與主體范圍,逐步引入獨立儲能等參與爬坡市場交易,并建立合理的費用分攤機制。

4 結語

能源,既是經濟增長的動力因素,也是一種制約因素。 中國作為世界上最大的發展中國家,發展是第一要務,發展決定了我們仍將保持對能源消費增長的剛性需求。 結合我國能源發展中非化石能源占一次能源消費比重和終端能源消費電氣化占比“兩個50%”的未來趨勢,國家電網必須時刻牢記并踐行保障能源安全可靠供應的職責使命,統籌發展與安全,以行業自身深刻變革帶動經濟社會系統性變革,助力加快實現綠色低碳轉型。 推動儲能產業發展,有利于國家電網堅強智能電網和能源互聯網融合發展,促進以電為中心的價值鏈延伸到綜合能源服務產業鏈;更有利于我國在全球新一輪能源技術革命和產業變革中搶占先機,提升國際影響力。