新型储能产业发展对新型电力系统建设的促进研究

张文智, 杨晋红, 贾艳刚

(1.国网综合能源服务集团有限公司, 北京 100010;2.国网英大长安保险经纪有限公司, 北京 100010;3.南京绿新能源研究院有限公司,江苏 南京 210008)

0 引言

新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备,是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑,是破解“能源不可能三角”的主要方法,也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域和关键窗口[1-2]。 储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多种类新型储能设施有机结合,在不同时间和空间尺度上可以满足未来大规模可再生能源调节和存储需求,保障电力系统中高比例新能源的稳定运行,支撑电力系统实现跨季节的动态平衡,提升能源系统运行的灵活性和效率[3]。

本研究采用市场调研、统计分析和建立数学模型等方法,对新型储能(本文以锂离子电池电化学储能为例)的技术、经济性进行分析,认为新型储能技术是构建新型电力系统的重要基石,需要加快推进,并提出推动新型储能产业发展的政策建议。

1 新型储能发展现状

1.1 新型储能技术类型与市场分布

储能技术类型包括抽水蓄能、电化学储能、熔融盐储能、压缩空气储能、飞轮储能等十几种。 新型储能是指除抽水蓄能外,以电力为输出形式的储能技术,是性能优异的灵活调节资源,是构建新型电力系统的重要技术和基础装备,是实现“双碳”目标的重要支撑[4]。 根据接入位置,新型储能可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能3 种。 电源侧储能是指接入风、光、火等电源并网点以内,与电源联合运行的储能。 电网侧储能电站指直接接入公用电网,介于发电厂和用户与电网结算的计量关口之间,服务电力系统运行的储能,一般包括独立储能和替代性储能。 用户侧储能是指在用户所有场地建设,接入用户与电网结算计量关口表后,支持用户可靠经济用能的储能。

据有关统计,截至2022 年年底,全球已投运的电力储能项目主要分布在亚太、北美和欧洲地区,累计装机规模237.2 GW。 其中,新型储能累计装机规模达45.7 GW,年增长率80%,锂离子电池占据绝对主导地位,年增长率超过85%,其在新型储能中的累计装机占比与2021 年同期相比上升3.5 个百分点。2022 年新增投运储能项目装机规模30.7 GW,同比增长98%。 其中,新型储能新增投运规模首次突破20 GW,达到20.4 GW,是2021 年同期的2 倍。 中欧美3 个地区继续引领全球储能市场的发展,三者合计占全球市场的86%,比2021 年同期上升6 个百分点,中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8 GW,占全球市场总规模的25%,年增长率38%。 抽水蓄能累计装机占比首次低于80%,同比下降8.3 个百分点[5]。

新型储能继续高速发展,2022 年被业内称为“中国电化学储能元年”,累计装机规模达到13.1 GW/27.1 GWh,功率规模年增长率达128%,能量规模年增长率达141%。 2022 年,中国新增投运电力储能项目装机(功率容量,下同)规模达到16.5 GW,其中,新型储能新增规模达到7.3 GW/15.9 GWh,功率规模同比增长200%,能量规模同比增长280%;新型储能中,锂离子电池继续占据绝对主导地位。 此外,压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其他技术路线的项目,在规模上有所突破,应用模式逐渐增多[6]。

锂离子、液流电池、钠离子电池均属于电化学储能,由于选址灵活、电池容量可依需求配置、初始投资相对较小,应用范围和发展潜力相对较大。 在全球新增的已投运电化学储能项目的技术分布中,锂离子电池已连续10 年占据全球新增投运总规模的最大比重,2022 年底达97%,成为近期产业化的主要方向,因此,成为本次研究的典型样本。

1.2 新型储能应用商业模式与实效

新型储能商业模式处于探索阶段。 在电源侧,有些省份或地区把配套新型储能作为审批新建新能源发电项目指标的前置条件,但是该配套储能装置参与电网调度的时间和频率不明确、共享收益分成难以达成共识等问题,让此类储能项目的经济性存在一定不确定性。 在辅助服务市场方面,虽然明确了新型储能的市场主体地位,部分省份或地区出台了调频辅助服务市场运营规则,《电力中长期交易基本规则(暂行)》鼓励储能尝试参与中长期交易,但未有细则落地[7]。 在现货交易市场方面,14 个试点省份中,除山东、甘肃等个别省份外,各省尚未明确储能作为现货市场主体参与交易。 在电网侧,能源主管部门提出,建立电网侧独立储能电站容量电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场;研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收的导向性原则,但实施细则尚未出台。 尚未允许将储能纳入输配电价核价范围,未明确认定程序、核价方式及参数等细则。 在用户侧,主要通过峰谷价差机制获得收益,机制不完善,作用发挥不足,成本回收存在一定风险[8]。

中电联研究指出,电源侧储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。 新能源配储能的电化学储能项目平均等效利用系数仅为6.1%,火电厂配储能为15.3%。 新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率大大低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

用户侧,一是用户单位自主建设,从峰谷电价差获利。 二是引入外部投资者,采用租赁或合同能源管理模式,从峰谷价差获利或构建虚拟电厂、参与辅助服务获利。 用户侧储能利用系数为28.3%,使用效率最高。

电网侧,当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主,电网侧储能利用系数为14.8%。 结合新型电力系统需求,电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局性作用,但是目前仍缺乏明确定位。

1.3 产业链发展现状

国内储能产业发展基础逐步夯实。 电化学储能产业链主要由电池本体、BMS、EMS、PCS 及配套电气设备制造,系统集成、投资运营、梯次利用、平台生态等环节构成。 中国储能市场的设备供应商,多数是从动力电池、光伏和电力设备等行业跨界而来,依赖原有路径,向上下游延伸,尚未出现以电力储能为主业的独角兽公司。 储能系统生产、投资运营存在较大技术、资金壁垒。 目前,简单系统集成厂商较多,缺少高质量系统集成商,储能云平台生态尚处于初步布局阶段。

2 形势分析

2.1 市场形势

2.1.1 政策方面

2022 年初,国家发展改革委、国家能源局半年内先后发布《“十四五”新型储能发展实施方案》(发改能源〔2022〕209 号)和《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475 号),提出建立电网侧独立储能电站的容量电价机制,即将容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收,探索替代输配电的储能设施成本收益纳入输配电价。 按照上述两个重要文件形成的共识,该政策为电网企业投资新型储能提供了一种可能的政策路径,虽然该政策路径目前还较宏观,实施路线、准入条件、操作细则等尚不明确,更需要精心设计预案并精密演算。 同时,各省对储能产业总体持鼓励支持态度,但有关政策重复性、雷同性较多,缺乏持续性和系统性,可操作的“实用性”政策较少。 而且,有些地方政策调整频繁,增加了投资难度。

2.1.2 市场方面

随着投资成本不断下降、储能技术持续进步、商业模式逐渐成熟,可以预见未来5 年(2023—2027),我国新型储能将以年均超过50%的复合增速迅猛发展。 综合各方数据保守测算,中国新型储能累计达到97.0 GW/138.4 GWh 规模,年均新增储能装机平稳上升,约为16.8 GW/25.1 GWh,年均投资额1 000 亿元以上,是名副其实的千亿产业。 新能源配储和独立储能仍将是未来中国新型储能的主要应用场景。

另据全球能源互联网发展合作组织、国网能源研究院有限公司等研究成果,在电网侧缓解输变电设施阻塞,延缓输变电投资储能配置场景下,预计2030年、2050 年、2060 年储能需求分别为3 600 万千瓦、3 900 万千瓦、4 050 万千瓦(结合最大负荷增长速度,近中期按照最大负荷2%,中远期按照最大负荷1.5%考虑输变电设备临时性重载或过载情况),主要采用可移动式的新型储能,一般需要采用电化学电池。

2.1.3 储能技术及经济性方面

未来储能技术将向高安全、长寿命、低成本、易回收方向发展。 针对不同储能应用场景特点,选择匹配具有相应技术经济优势的技术路线,将成为储能应用的重要趋势。 电力系统大规模储能应用将摆脱依赖传统动力电池和系统的技术路线,形成专业应用的储能电池和BMS 控制系统。 据预测,随着电池寿命、安全性提升以及储能电池本体成本的下降,未来电化学储能有望迎来商业化大规模应用机遇。 中国电化学储能市场现阶段主要采用锂离子电池,2022 年电池循环寿命达6 000~8 000 次,电池价格约每瓦时0.8~1.5 元;预计2024 年电池价格约每瓦时0.6~1.2 元。 电化学储能电池技术经济性将进一步提高。据郭剑波院士研究,根据目前多类型储能技术的成熟度和发展趋势,未来10 年,能够较好地适应电力系统多种应用场景,具备规模化集成应用能力,且安全性可控的新型储能技术主要有锂离子电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能及非补燃先进压缩空气储能(见表1)。

2.1.4 产业链方面

一是储能电池技术要求高,目前,面向储能应用的产品和工艺设计处于起步阶段。 近年来,由于动力电池产能过剩,有关电池生产厂家纷纷涉足储能电池领域,竞争较激烈。 电池本体厂家中,宁德时代、松下、比亚迪等锂电出货量居前;南都、圣阳电源、卧龙等铅炭电池出货量较大。 二是BMS、EMS、PCS 等设备系统国内技术已达国际先进水平,但控制芯片、IGBT 等核心器件仍依赖国外,主要厂家有高特、禾望、索英、阳光等。 三是高质量系统集成对储能系统的安全和性能起较关键作用,需衔接上下游,是产业链最关键的一环,技术难度高,不仅涉及电化学、IT、电网调度等诸多技术领域,还需适应不同行业的应用场景,实现难度大。 目前,主要参与方为电池、PCS、风电光伏设备制造商、储能项目开发商等。 四是投资运营方主要是电池制造企业、新能源开发企业、发电和电网以及其他能源投资企业,资金实力要求高。 据调研,国外电网企业开始由单纯采购运营者向产业链上游延伸,收并购、合资设立储能公司成为电网企业快速切入储能市场的重要途径。 软件和服务环节也成为电网企业等相关方关注的领域。

2.2 趋势分析

2.2.1 国家支持新型储能发展的政策方向明确

中共中央政治局2023 年4 月28 日召开会议,明确要求加快推进充电桩、储能等设施建设和配套电网改造[9]。 在前期政策的基础上,国家能源局高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制,推动新型储能多元化、市场化、产业化发展。 《2023 年能源监管工作要点》提出,建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制,不断引导新型储能等新型主体参与系统调节。 2022 年以来,山东、新疆、湖南、宁夏等省市,相继出台了新型储能容量电价政策,疏导储能投资成本,促进新型储能发展。 国家“双碳”目标下对储能的角色定位和储能产业政策为储能发展提供了政策支持,正在逐步建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制,必将对国家电网投资经营产生重大影响,亟待探索条件约束情况下国网综能的新型储能业务发展之路。

2.2.2 储能发展标准化体系建设积极推进

国家能源局提出,持续推动建立健全新型储能标准体系,截至目前,初步形成涵盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测监测、运行维护、安全应急等领域的标准体系,会同市场监管总局编制新型储能标淮体系建设指南,加快推进新型储能标准体系建设,推动储能电池、储能系统等涉安全强制性标准研制[10]。 日前,国家标准《电化学储能电站安全规程》由市场监管总局(标准委)批准正式发布,同时,由国家电网有限公司牵头的6 项电力储能国家标准获批发布,进一步健全了我国储能标准体系。

2.2.3 安全问题受到更大关注

过去两三年,除投资收益的不可控因素外,受国内外一系列安全事故的影响,电化学储能投资决策承压。 据有关机构统计,2022 年以来,国内行业内已经爆出了20 多起安全事故。 这些事故的原因是多方面的:在市场不成熟的前提下,从业主、投资商到设备商,更关注价格和成本,对产品的风险控制和安全认识不足;投资收益不明确、强制配储能,部分系统集成商为了节省成本,以牺牲安全为代价压低成本;行业标准不完善,监管能力不足甚至缺失等等。 国家、行业协会及团体在设立更多、更细致的标准规范行业发展的同时,应该对国内储能电站起火事故展开调查,公开事故原因,对行业起到警示借鉴作用,完善整改措施,规避安全风险,促进行业健康发展。 作为平台企业,国网公司已明确围绕包括新型储能规划建设和运行等关键技术,部署实施重大专项攻关,着力打造原创技术策源地。

2.2.4 各类新型储能技术发展迅速

压缩空气储能加速前进。 张家口首个100 MW先进压缩空气储能电站并网发电,单机规模正向300 MW 功率等级方向快速提升,二氧化碳储能验证项目开始投运,新增压缩空气储能项目(含规划、在建和投运)接近10 GW。

重力储能示范项目落地。 江苏如东25 MW/100 MWh 楼式模块化新型重力储能示范工程建设中。 据称,单位投资每千瓦时6 000 元,度电成本约0.6~0.8 元。

液流电池技术路线多点发展。 首个100 MW 全钒液流电池并网发电,首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工,锌基液流、铁基液流技术逐渐走出实验室,受到越来越多的资本关注。

飞轮等短时高频技术的应用需求持续增加,已有300 MW+的项目处于规划在建中。

其他包括超级电容、锂电容、水系钠盐电池、液态金属等新技术取得新突破。 除了本体技术以外,高压级联、模块化集成技术,分布式、各类液冷等储能解决方案的创新应用产品或新方案纷至沓来,为储能在新型电力系统的规模化应用提供了关键技术支撑。

2.2.5 储能行业将进入快速发展期

随着“双碳”战略下储能需求的扩大,储能技术性能与成本的持续改善,加以政策支持,规模化发展的条件已经基本成熟,全球正朝着“新能源+储能”平价的方向发展,中国储能将大概率迎来高速发展的未来。

长远看,伴随相关政策的颁布以及储能商业模式的成熟,预计经过两到三年验证后,整个产业将会加速从“成本竞争”转向“价值竞争”,行业会进入高速发展,进一步优胜劣汰,逐渐形成和出现主流方案,引领行业发展。 而后,产业通过充分的市场化,出现更为实在的技术、产品、供应链与品牌的竞争,即进入综合能力的比拼。

据电规总院预测,“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模约5 500 万千瓦,时长2~4 小时。 应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力为主,三北地区规模需求略高于中东部地区。

3 措施与建议

国家电网提出以“一体四翼”高质量发展全面推进具有中国特色国际领先的能源互联网企业建设,为中国式现代化赋动能作贡献。 推动新型储能发展,明确国网公司系统新型储能规划和建设布局,有利于全面提高电网优化配置资源能力、清洁能源消纳能力、多元负荷承载能力、安全供电保障能力,促进国网公司坚强智能电网和能源互联网相辅相成、融合发展;是聚焦主责主业,围绕产业链延伸价值链,围绕价值链布局产业链,促进以电为中心的价值链延伸到综合能源服务,统筹推进电网和战略性新兴产业高效协同、相互赋能,提升公司发展整体质效的必然要求。

3.1 开展超前研究,契合政策方向

一是针对《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确的电网侧储能布局的4 个主要应用场景,分层分级仿真分析、局部模拟,建立多元储能在大规模新能源送端、通道、受端环节联合支撑应用的优化配置模型,指导储能在源-网-荷多场景规划配置与多元化应用,实现储能系统的选型、选址和定容。

二是推动电网侧替代性储能设施列入电网投资。在电网项目可研环节出现电网功能替代性储能设施,全寿命周期经济性具备竞争优势时,优先选择替代性储能方案,并推动国家主管部门同意该部分储能投资列入电网投资,推动出台电网侧功能替代性储能设施认定标准。 如果该部分替代性储能由社会资本投资,电网企业可以通过购买服务方式计入输配电成本。

三是加强替代性储能方案全寿命周期经济性比较论证,推动完善新型储能各项标准,支撑成本合理性评估。 推动出台电力储能项目计价依据,除加强替代性方案全寿命周期经济性比较论证外,推动完善新型储能消防安全等各项标准,使消防安全系统投资成为储能投资成本依据,为新型储能列入电网投资成本监管奠定基础。

四是牵头成立储能产业联盟,营造开放共建、合作共治、互利共赢的储能产业生态圈。 掌握国内外领先储能资讯,发布储能典型应用场景,提升公司储能专业社会影响力。 构建技术交流、项目对接、资金融通、价值提升的赋能平台,推动储能产业发展。

3.2 突破关键技术,引领产业发展

一是重点研发核心电池技术及系统集成。 探索通过技术联盟、战略协作、合资合作等方式,稳妥地与行业领先企业合作,开展电力储能锂离子电池技术研制、系统集成等业务。 深化全钒液流电池技术研究,稳步推进电堆本体产业化。 加大支持力度,研发“电力系统友好型”专业储能材料设备技术,掌握大容量、高安全、长寿命、低成本电池本体及储能系统集成技术。 开发储能与新能源智能化软件控制系统、储能5G 物联网装置。 面向电力系统,依托储能典型示范工程,打造优质装备、智能控制、高效运行、应急预警、安全消防“五位一体”的成套高质量储能集成系统,增强整体解决方案能力。 二是优化储能控制保护系统功能。 迭代升级高精度、高可靠的PCS 等储能配套电气设备,优化升级国产化EMS 系统硬件、算法及操作系统,适应百万点大数据等多目标协调控制。

3.3 强化标准建设,严格试验检测

一是建立健全储能技术标准体系。 在储能安全、预制舱式储能系统、氢能/储热等方面,加强对外合作,开展标准立项,制(修)订储能国家、行业标准。参与并引导储能设计、设备选型、系统集成、并网接入等方面的技术标准体系构建与典型设计方案制定,推动储能建设标准化,提升储能业务竞争力。 二是加快推进完成兆瓦级电池储能系统故障着火试验平台,形成从核心部件到大容量储能系统全链条的互联可视化试验检测体系。 三是突破退役动力电池健康状态评估技术,研制基于电池健康状态与安全防护的储能系统调度控制与运行维护软硬件成套装置。 完善检测体系,打造具备国际互认资质的储能安全与涉网性能检测认证中心。

3.4 构建投融体系,协同市场开拓

一是按照“优化配置、协同高效”的原则,优化直属产业单位职能定位,减少无序竞争、突出核心业务,贯通新型储能市场营销架构。 明确战略性新兴产业单位电网侧独立储能和替代性储能投资主体地位,优选合适区域开展试点示范项目建设;整合系统内资源,发挥各单位专业特长、资质优势,在商业模式明确可行情况下,协同开发电源侧共享储能和用户侧储能市场。 二是建立储能电站建设现场管理规程,推进储能电站标准化建设,优化形成储能“装备+服务”成套高质量系统集成解决方案,重点培育吉瓦级集中式储能电站技术集成能力,打造储能电站总包专业团队,扩展、提升EPC 资质,提高储能项目总承包管理水平,提升储能电站精益运维技术服务能力。

3.5 创新商业模式,提高产业收益

一是打通与公司综合能源服务和车网公司业务的协同创新,充分运用能源托管、融资租赁、参与辅助服务、电力现货市场等商业模式,积极探索绿电交易、需求响应、移动式车船供电等业务。 二是依托已有储能云平台资源,建设全国统一的储能云平台。 充分挖掘“储能+”大数据价值,开展交易辅助决策、金融保险服务及储能产业区块链交易等衍生服务,培育新的增长点。 三是推动完善辅助服务市场机制。 推动电力辅助服务市场更好体现储能等灵活调节性资源的市场价值,建立健全调频、备用等辅助服务市场,推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营。 探索引入爬坡辅助服务机制,逐步扩大爬坡市场参与主体范围,逐步引入独立储能等参与爬坡市场交易,并建立合理的费用分摊机制。

4 结语

能源,既是经济增长的动力因素,也是一种制约因素。 中国作为世界上最大的发展中国家,发展是第一要务,发展决定了我们仍将保持对能源消费增长的刚性需求。 结合我国能源发展中非化石能源占一次能源消费比重和终端能源消费电气化占比“两个50%”的未来趋势,国家电网必须时刻牢记并践行保障能源安全可靠供应的职责使命,统筹发展与安全,以行业自身深刻变革带动经济社会系统性变革,助力加快实现绿色低碳转型。 推动储能产业发展,有利于国家电网坚强智能电网和能源互联网融合发展,促进以电为中心的价值链延伸到综合能源服务产业链;更有利于我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机,提升国际影响力。