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新型储能尝试破解成本“魔咒”

中国能源报发布时间:2023-11-10 15:30:34  作者:卢奇秀

  专家观点:各地根据自身资源禀赋和能源发展实际需求,在区域范围内先行先试储能价格疏导机制更具操作性,既可纾解企业投资储能的压力,也能坚定市场对储能产业发展的信心。

  10月27日,青海省发改委发布《“关于大力支持我省储能行业发展的提案”——政协青海省第十三届委员会第一次会议第2023015号提案答复的函》,提出按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则,建立各类市场主体共同参与的共享储能价格补偿机制,并计划年内出台新型储能价格疏导政策,推动辅助服务补偿费用向用户侧传导,由发电侧和用户侧共同承担。

  事实上,业内对新型储能成本疏导政策的呼吁由来已久。对于新型储能存在的投资额较大、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题,国家层面已经明确,建立符合电力市场化发展阶段的储能成本补偿机制。在此背景下,多地先行先试,根据储能发挥的价值给予回报。

  成本疏导需求迫切

  储能是新型电力系统的关键支撑技术,但在实际推广中,其投资建设成本多由新能源电站单一主体“买单”,这一模式备受行业诟病。

  据《中国能源报》记者了解,一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,初始投资将增加8%—10%;风电场配建同等容量的储能项目,初始投资成本将增加15%—20%,内部收益率降低0.5%—20%。尽管今年储能价格出现下降,但对于新能源企业来说,依然是一个沉重的负担。

  不少业内人士认为,储能具有调峰调频、备用电源、黑启动等多重价值,对电源、电网和用户都有利,应基于储能给电力系统带来的系统性价值,由受益主体共同承担成本。一方面,业内呼吁按照“谁受益、谁承担”原则疏导成本;另一方面,市场也在实践中探索出一些可行的商业模式,增加项目收益。比如,储能电站参与中长期、电力现货市场交易,削峰填谷,进行容量租赁等。

  但实际效果并不尽如人意。中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向《中国能源报》记者指出,储能投资回报机制不够清晰,价格制度和补偿机制尚不完善。国内新能源配储尚未参与现货和中长期市场,收益来源单一,仅有减少弃风弃光作用,其年有效利用次数较少,无法支撑储能电站回收成本。完善储能成本补偿机制、解决储能经济性问题的需求十分迫切。

  “不同于风电、光伏,储能本身不产生能源,在电力系统中扮演着存储和调度角色。”有业内专家向《中国能源报》记者坦言,我国储能产业尚处于发展初期,市场化仍在探索中,仍然需要扶持性政策的支撑。

  具体措施仍待细化

  为促进储能产业健康可持续发展,推动社会参与储能投资建设和运营的积极性,2022年4月,国家发改委发布《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》,明确加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制。此前,国家发改委还曾发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

  “配储增加新能源使用,必然会增加电力安全调节成本,而我国非工商业用户电价已经有20年没有进行过调整。”有知情人士向《中国能源报》记者透露,相关部门在短时间内难以达成一致意见,导致国家层面的储能成本疏导政策迟迟不能出台。

  “‘谁受益、谁承担’是储能成本疏导的大方向,但具体怎么落实还存在较大分歧。一方面,市场对成本疏导至用户侧的反对声音较大;另一方面,储能技术路线众多,技术情况和成本结构相差较大,难以取得共识。”上述业内专家指出,各地根据自身资源禀赋和能源发展的实际需求,在区域范围内先行先试更具操作性,既可纾解企业投资压力,也能坚定市场对储能产业发展的信心。

  《中国能源报》记者注意到,多地已经出台政策文件,在容量电价、辅助服务等方面进行成本疏导。比如,新疆明确,投运的独立储能先行按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿,2024年起逐年递减20%直至2025年。南方电网电力调度明确,南方区域调频辅助服务市场费用向广东、广西、海南、贵州用户侧疏导。

  “目前,储能成本疏导还缺乏具体的操作细则。比如,向各类市场主体分摊是否包含用户主体?按照何种方式分摊?分摊占比是多少?这些核心问题都还有待明确。”华北大学电力教授郑华说。

  综合考虑避免偏颇

  储能成本疏导是一项急切又矛盾重重的复杂课题,此前单靠行政手段推动,由此导致的“价格战”、无序竞争等弊端已经显现。在电力市场改革过渡期和储能成本相对较高的当下,有必要研究设计合理的价格机制,让利益相关方承担合理费用,获得收益。

  针对储能成本补偿机制的发展方向,岳芬建议,在电网侧独立储能方面,对有保供需求的省份,在电力市场建设过渡期,可基于充放电次数,按照放电量额外补偿的政策,探索建立体现储能容量价值的容量拍卖或市场竞价交易机制;在新能源配储方面,要加大新能源进入市场的交易比例,同时推动新能源和储能作为联合主体参与市场,增强新能源电站在市场交易中的竞争力。

  上述业内专家认为,政策要有一笔清楚的价格账,随着技术进步和规模化应用推广,储能成本逐步呈下降趋势。要及时掌握各类储能技术发展进程,深入分析各类储能技术的成本造价、功能类别和应用场景,为价格政策制定提供数据支撑。

  “新型储能的价值需要结合各地真实需求来衡量。各地电力系统对灵活性资源客观需求存在较大差异,并存在存量灵活性资源和增量灵活性资源、新型储能与其他灵活性资源、灵活性资源市场化机制与电力现货市场机制的协同问题。”郑华强调,储能成本补偿机制要纳入统一电力市场体系中综合考虑,不能顾此失彼。

  文 | 中国能源报 记者 卢奇秀


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