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万亿储能的“成长烦恼”:安全症结如何破解?
2021-04-25 14:02 编辑:张英英 吴可仲 来源:y567788永利备用网站

本报记者 张英英 吴可仲 北京报道

“碳中和”目标愿景下,构建以新能源为主体的新型电力系统成为方向,也为储能迎来跨越式发展催生机遇。

光大证券从国内外风光发电侧储能、电网侧储能、用户侧储能等方面测算,2020~2030年储能需求空间累计3.9TWh,2020~2060年储能市场空间累计为94TWh。2030年储能投资市场空间1.3万亿元(2020年起累计6万亿元),2060年5万亿元(2020年起累计122万亿元)。

近日,国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的引导意见(征求意见稿)》(以下简称“《征求意见稿》”),首次明确储能产业发展目标,到2025年,实现新型储能装机规模达到3000万千瓦(30GW)以上,为储能行业从商业化初期向规模化发展定下基调。

业内人士告诉《中国经营报》记者,该储能政策对整个行业发展具有重要引导意义,释放了积极信号。与此同时,在新能源和储能融合发展趋势下,健全成本疏导机制、探索具有可行性的商业模式和完善安全标准已迫在眉睫。

成本疏导机制和商业模式之困

中关村储能产业技术联盟数据显示,截至2020年,我国已投运的新型电力储能(包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等)累计装机规模达到3.28GW,同比增长91.2%。

对比前述“十四五”时期的储能装机规模预期,这也意味着,到2025年我国新型储能市场规模将比2020年底的水平扩大10倍左右。

在新型电力储能中,电化学储能发展速度最快,被认为是未来电力系统中主要的储能形式。根据《储能产业研究白皮书(2021)》(以下简称“《白皮书》”)保守估计,2021~2025年,电化学储能累计规模复合增长率为57.4%,市场将呈现快速增长的趋势。

储能应用场景丰富,在电力系统中的应用场景主要分为发电侧、电网侧和用户侧。2019年底以来,我国20多个省市新能源配置储能政策相继落地,叠加“双碳”目标提出,进一步助推新能源为主体的新型电力系统构建,使储能在新能源发电侧成为极具爆发性增长的市场。《白皮书》数据显示,2020年中国新增投运储能项目中,储能在新能源发电侧中的装机规模最大,超过580MW,同比增长438%。

不过,中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在《白皮书》中也提及,时至今日,国内储能产业依然没有摸索出适合自身发展的恰当市场机制和商业模式。占据绝大多数的风光发电侧项目属于强配储能,缺乏模式和价格疏导机制。风光储模式促进了储能产业规模的快速增长,但缺乏体现储能成本疏导机制的强配储能,必然引发低价的无序竞争。

据先容,现阶段在缺乏成本疏导机制的情况下,新能源发电投资方因新能源项目并网或核准“无奈”承担了储能成本,该问题在业内一直存在争议。阳光电源光储事业部储能销售总经理陈志告诉记者,目前储能大部分依靠政策驱动,为了获取新能源项目指标,盈利性目的并不强。同时,新能源投资方对储能功能不甚了解,对投资成本较为敏感。

许继电科储能技术有限企业副董事长田志国坦言,目前储能市场的价格差异较大,不同项目要求储能系统投资预算差别也比较大。对于注重安全与功能性要求的项目,相对投资预算也比较高;对于综合盈利能力不足的项目,可能会压缩投资成本。

北京博海思创科技股份有限企业总经理助理、储能事业部总经理湛晓林认为:“近年来,新能源配储能尚缺乏商业模式和价格传导机制。需因地制宜地探索储能在不同场景下的发展路径和商业模式,在政策的推动下,充分发挥储能在调频、调峰、黑启动、需求侧响应等价值,打开储能盈利空间。”

据了解,虽然储能行业发展仍不成熟,但是近两年业内也在积极探索合理化的成本疏导机制和可行性的商业模式。例如,坊间流传的储能成本分摊机制,即发电侧、电网侧、用户侧均承担一定比例的储能成本,不仅仅是强加在某一个市场主体身上;同时,多省市出台政策推广共享储能等商业模式,通过租赁形式让新能源投资方配备储能,这样可以节约成本,还可以让运维有保障。

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