双碳目标下我国储能发展及市场参与激励政策建议.pdf
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1、DOI:10.14092/11-3956/c.2023.03.003能源与环境问题研究双碳目标下我国储能发展及市场参与激励政策建议董军,彭诗程(华北电力大学经济与管理学院,北京102206)摘要:随着我国双碳目标的提出与新型电力系统的建设,大规模新能源并网对可再生能源消纳和电力系统的稳定性提出了新的挑战。储能作为关键技术,近年来也蓬勃发展。然而目前我国储能产业仍面临等诸多问题。本文介绍了我国储能产业发展及市场化建设现状;分析了我国储能发展面临的经济性相对薄弱、管理规则尚不健全、市场交易机制及成本利益分配制度尚不完善等诸多障碍。针对面临的问题,在基于对我国储能产业发展及市场参与的激励要素分析的基
2、础上,从税收补贴、监管政策、市场建设及融资机制四个方面提出了具体的激励政策建议,推动我国储能产业长远发展,助力我国双碳目标顺利实现。关键词:双碳目标;储能;产业发展;市场化;激励政策中图分类号:F206;F426.61文献标识码:A文章编号:1008-2603(2023)03-0019-09进入 21 世纪以来,化石能源的大规模开发引起的能源安全、环境污染和气候变化已成为全球性问题。为了应对这些危机,新一轮以电为中心、以新能源大规模开发利用为特征的能源变革正在世界范围内蓬勃兴起1。2020 年 9 月我国确立了“碳达峰、碳中和”的战略目标,同年 12 月宣布2030 年风电、光伏总装机容量达
3、12 亿千瓦以上,相较 2020 年提升超过 4 倍。未来大规模新能源集中并网后,风电与光伏出力的不确定性将对电网在调峰调频、调度运行、电压稳定和继电保护等多方面产生不利影响。因此,在发展新能源接入规模的同时,亟需关注由此带来的系统灵活性问题,确保大规模新能源并网环境下的电力系统安全、稳定、经济运行。储能作为一项重要的灵活性调节资源,在电力系统发-输-配-用各个环节的应用价值已经得到国内外业界的广泛认可和高度关注,储能系统将是未来能源结构转变和电力生产消费方式变革的战略性支撑。伴随着能源利用模式的变化以及对可再生能源依赖程度的提升,加快推进储能技术和产业发展成为必然。我国储能产业相较于发达国家
4、起步较晚、技术储备不够成熟、市场机制尚不健全。为促进储能产业发展,挖掘储能资源的市场价值,充分调动储能企业的积极性,我国亟需深化电力市场机制改革,分析储能产业发展及市场化参与需要的激励机制与支持政策,推动储能产收稿日期:20221220作者简介:董军,女,华北电力大学经济与管理学院教授;彭诗程,男,华北电力大学经济与管理学院硕士研究生。2023年第3期华北电力大学学报(社会科学版)No.32023 19 业健康持续发展。一、我国储能发展及市场化建设现状我国的储能按照类别可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别,其中电储能是最主要的储能方式。电储能包括电化学储能和机械储能两种类型,我国目前较为常用
5、的电化学储能包括锂离子电池、铅蓄电池及钠硫电池三类;较为常见的机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能以及飞轮储能三类24。如图 1 所示。截至 2022 年末,我国储能累计装机容量为 59.8GW。其中抽水蓄能占比容量为 80%,新型储能如电化学储能和压缩空气储能蓬勃发展,达到 13.1GW。锂电池储能以及铅炭电池储能是目前中国电力储能产业的主要应用技术5。储能技术热储能电储能氢储能电化学储能机械储能锂离子电池铅蓄电池钠硫电池抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能图1我国储能类型当前,我国的储能产业逐渐走向成熟,在电力系统应用的领域也不再仅限于单一侧,已被视为电力系统“发输配用储”五大环节的重要构成部分6。
6、储能技术在发电侧与新能源配套安装,可以起到经济运行、削峰填谷的作用,通过平滑新能源功率波动,可以增强新能源的可调度性,提升新能源消纳水平。在电网侧安装储能可以实现输电阻塞管理,同时在输电网和配电网发生故障后紧急恢复供电,提升电力系统安全性。用户侧安装的储能可以通过参与电力市场或在分时电价下调节用电需求,减少消费者用电成本;同时还可以提供调频服务和电压支撑等功能。我国地域辽阔,不同地区的电网资源禀赋、运行特点以及调度管理机制的差异,决定了各地区电网主要需求不同,进而影响各地区对储能发展的政策支持侧重点。如华东区域主要目标是解决可再生能源消纳和减轻区外来电的调峰压力问题,因此在政策支持上主要以分布
7、式新能源配储能电站为对象进行补贴。2021 年温州发布针对用户侧储能按照实际放电量给予运营主体0.8 元/kWh 的补贴标准,同期义乌对接受电网调度的储能系统按照峰段实际放电量给予运营主体0.25 元/kWh 补贴;西北区域以解决供暖和可再生能源消纳问题为主,因此新疆对发电侧火电厂储能设施按照与新能源侧配储能的相同标准进行 0.55 元/kWh 进行补贴,宁夏地区在 2021 年规定给华北电力大学学报(社会科学版)20 予储能试点项目 0.8 元/kWh 的调峰服务补偿价格,并规定每年充放电次数不低于 200 次;我国部分地区为应对需求侧资源集中、高峰时段调峰压力大等问题,将储能纳入需求侧响应
8、管理进行补贴,如河南在 2018 年规定储能企业按照要求参与需求响应每次可获得 1218 元补贴,广东也于2019 年出台广东省 2019 年电力需求响应方案,制定 10 元或 20 元两个标准的需求响应补贴。储能在电力系统各环节中的价值可以从电量价值、容量价值和辅助服务价值三个方面体现。在能量市场中,储能通过充放电量体现自身电量价值,然而目前来看,储能的收益无法抵消电池老化和循环效率造成的损失。在容量价值方面,储能通过提供备用服务获取收益,然而由于机会成本较高,经济性也不强。目前我国储能主要通过参与辅助服务市场,通过与新能源配套建设促进新能源消纳或提供系统调峰调频服务体现自身价值,青海等省份
9、明确规定了鼓励储能参与中长期交易等批发市场,但尚无较多实践。虽然储能参与电力市场辅助服务方面优势明显,但我国真正确立其独立合法地位时间并不长,直到 2016 年国家能源局发布关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知才首次承认储能独立参与辅助服务的合法地位。2017 年10 月,根据国家发改委联合财政部、工信部、科技部和能源局发布的关于促进储能技术与产业发展的指导意见,储能参与电力调频辅助服务市场机制初步建立。同年,山东、新疆等多省份陆续发布更新电力辅助服务市场运营规则,随后各省的新政中多次出现储能,储能在电力辅助服务中的重要地位逐渐凸显。在市场参与形式上,储能作
10、为独立主体参与电力市场一直是改革重点。湖北、山西、福建等地均已发布政策支持独立储能电站参与辅助服务市场,可无需与绑定的主体分享辅助服务收益,也为“共享储能”创造了条件。共享储能电站资源不专属于某一新能源站或电网,而是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合,并统一协调服务于网内所有电站,推动源网荷各端储能能力全面释放。2019 年“青洽会”期间,青海省格尔木工业园与上海电气签订投资协议,同年 12 月开工建设规模为 32MW/64MWh 的共享储能项目,这也是我国首个共享储能项目7。聚合储能作为储能参与电力市场的另一种形式,以江苏、华北为代表的地区明确鼓励综合能源服务商
11、聚合可调资源参与调峰。华北电网由于其削峰填谷需求明显,负荷侧可调节弹性资源丰富,调峰辅助服务市场运转良好,因此率先开展了将电动汽车、分布式储能、可控负荷纳入京津唐电网实时优化控制,参与调峰辅助服务市场的实践。2019 年底,华北能监局正式发布第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案,确定国网电动汽车公司、冀北虚拟电厂(冀北综合能源服务公司)、特来电新能源有限公司作为首批参与单位并签订了并网调度协议和结算协议,为京津唐电网提供负荷侧调节资源总量 26 万千瓦。目前,随着储能产业的发展步伐加快以及各地试点的尝试和探索,储能市场化交易的结算价格整体呈下降趋势。在 2020 年 7 月国家发
12、改委召开的全国能源迎峰度夏电视电话会议也明确储能、调峰要通过交易来回收成本,靠扩大峰谷价差来实现,储能运营模式市场化的趋势最终目标也是保障消费者的利益,有利于促进低成本调频机组为电网提供辅助服务,保障整体市场长效经济运营。二、我国储能产业发展及参与市场面临的障碍(一)建设成本与经济性风险通过梳理我国各省份的补贴政策可以发现,目前我国对于储能产业的补贴优惠政策主要集中于运行阶段,不同省份地区根据资源分布与系统需求情况对储能电站的充放电和提供的辅助服务董军等:双碳目标下我国储能发展及市场参与激励政策建议 21 给予了不同程度的补贴。然而由于我国储能产业目前仍处于发展阶段,集中于运行阶段的补贴无法完
13、全减少前期投资建设成本,降低投资风险,一些技术难度高、回报周期长的储能项目无法得到有效的激励,储能产业的高质量发展也受到局限。作为一种新的灵活性调节资源,储能在我国快速蓬勃发展的稳定预期已经形成,但是经济性和盈利性仍然是我国储能商业化进程中的巨大障碍。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)的调研,中国储能项目建设和运营中普遍存在着建设初始投资成本高、储能项目并网接入费用高、项目投资回收期长等困难和障碍。此外,我国目前的储能项目盈利模式仍相对单一,储能价值回报空间有限,依托峰谷价差收益不仅无法弥补项目投资,还存在着巨大的不确定性和政策风险。(二)储能产业管理规则不健全随着我国储能产业发展的规模
14、化进程加速,储能在行政审批流程、并网调度规则、系统安全标准、产品检测认证等方面的制度欠缺也逐渐暴露出来。在行政审批流程方面,目前我国各地储能项目备案管理的操作流程和所属部门仍无明确规定,各地方政府对于储能项目管理的制度要求差异也较大。在并网调度规则方面,目前对于储能系统接入电网的电压等级和电能质量要求、储能逆变器的继电保护、单个并网点的储能功率控制、储能系统并网测试验收要求等方面都尚无明确、统一而简化的规定。另一方面,储能技术标准的缺位也是储能产业的巨大隐患。我国储能系统的发展有多种技术路线,虽然经过多年的示范发展,但技术路线仍未定形。我国的储能技术可以分为电储能、热储能和氢储能三大类别,当前
15、主流的电化学储能技术又包括有铅碳电池、锂离子电池等多种技术,他们性能特点和经济性各不相同。在我国众多储能产品与技术并存的情况下,如果行业技术标准缺乏明确指标,会对储能产业造成严重不良影响。(三)储能参与市场交易机制不成熟我国储能建设与电力市场改革目前仍都处于发展阶段,电力市场中针对储能系统的交易机制尚不健全,储能的多元价值无法在市场机制中完全体现。在我国电力市场交易品种有限、规则尚不完善的情况下,储能在交易的过程中往往与其他主体一样,仅以电量单一指标进行价值测量,储能系统独有的快速响应特性、灵活调峰调频优势的市场价值无法得到完全体现。特别对于可再生能源发电侧储能应用,目前仍然以电存储为主,而储
16、能最具价值的灵活性调节作用未能充分发挥,储能系统在提供调频调峰辅助服务、降低电网备用容量、改善可再生能源机组电力输出质量等方面的应用价值难以量化和获得回报。现阶段发电侧储能应用大规模系统配置所需资金成本较高而投资回报较低,需要依靠示范项目加以推动。我国储能产业的商业化发展目前仍然缺少灵活性资源市场化交易机制与价格形成机制。(四)储能成本利益分配制度不完善目前许多国外电力市场已经明确了储能作为独立服务提供商的市场参与身份,而我国储能作为独立主体参与市场才起步不久,不同省份市场化进度也并不统一。例如山西和湖北等省份在2020 年便明确了储能的独立市场主体身份。而南方部分省份的储能独立市场主体身份直
17、到2022 年 3 月才在国家能源局南方监管局发布的南方区域电力辅助服务管理实施细则中得到明确规定。我国储能系统参与市场的运营方式目前更多的仍是与发电企业联合参与市场,在市场中被认为是发电主体的一部分。储能系统盈利方式一方面是利用其自身的快速充放电特性,对发电机组的 AGC 性能进行提升,进而与发电企业共享系统辅助服务补偿;另一方面是与新能源发电机华北电力大学学报(社会科学版)22 组联合参与市场,对新能源弃风弃光电量进行存储、释放,与新能源发电主体共享上网电量收益。目前我国储能与其他主体联合参与市场的利益分配计算方式主要以政府的文件规定为主,以电量为指标进行收益补偿费用的计量,储能资源的灵活
18、性优势无法得到完全发挥,储能系统的市场价值尚未得到真实体现。并且按照现行辅助服务市场补偿标准,辅助服务费用由发电机组单方面承担,而终端用户却无需承担相应的费用。补偿成本将分配给低于其自身服务强度的机组,储能与发电主体参与市场的积极性均未获得有效激励。三、储能产业发展及市场参与激励要素(一)建设扶持与运营补贴在储能产业建设过程中,如何降低储能产业建设的成本,减小投资风险,增强储能产业创新能力,是促进储能产业可持续健康发展的重要手段。近年来储能建设速度逐渐加快的过程中,各地区为促进储能产业发展难免出现争先恐后,甚至各自为政的局面,对储能产业的补贴也容易出现“大水漫灌”、“多而不精”的现象。统筹不同
19、地区与产业制定相关政策,对优质储能资源与先进企业进行精准扶持,通过科学方式量化储能市场价值,给予合理补贴,是激励储能产业发展的重要因素。(二)监管方式与技术标准储能作为技术密集型产业,产业链条长、资本投入大、技术要求高、安全责任重,在监管流程上要从不同的角度进行多种方式的监管。只有制定技术标准,对储能产业的规划、施工、并网、运维等各环节进行标准体系建设,才能推动储能产业向高质量发展。在储能产品检测认证方面,考虑到储能技术路线、产品规格、应用场景复杂性,应适时建立产品检测与认证体系,才能对储能产业发展进行正面引导,提高产业发展水平。(三)电力市场的价格波动储能系统参与电能量市场时,通过峰谷价差进
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