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储能:未来可期,但初心不可背离

[日期:2020-09-23]   来源:中国电力企业管理  作者:   [字体: ]

储能大“热”。

有资料称,截至目前,全国范围内,地方层面先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,提出在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”(以下简称风光储)蔚然成风。

从各省(区)政策看,均对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2小时,与项目本体同步分期建设。政策各异,但对发电侧的要求大同小异。

“新政”频出,一时大波轩然,各色声音如有云泥之隔。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早为业内外所接受,而各方意见何以纷纭若此?

“风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新的产业形态,风光储在能源革命的推进中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业横生的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的臧否都有失公允。

01.从外部强加的发展不是真正的发展

习近平总书记指出,发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。政府部门发的各类规范性文件确实是政府管理当中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的表现之一。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循“市场在资源配置中起决定性作用”和“更好发挥政府作用”的基本原则,围绕建设更高标准的市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰等,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策激起反响的个中缘由。

说到创新和发展,很容易令人想起经济学上的创新大师约瑟夫·熊彼特。这位大师的创新理论在他的《经济发展理论》里阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,发展是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”,那么,我们从将来在广大的风电场、光伏电站摆放着的一个挨一个的储能电池中会获得什么呢?

熊彼特认为,只有创新才有发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新,依次对应产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下,如此为风光配储能的政策,也只能算是个做法了,与创新关系不大。

以某省出台的政策为例,明确按项目装机规模的20%来配置储能,储能时间2小时。无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性的规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光发电逐步步入平价时代,储能尚未以独立的主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。从熊彼特用铁路代替驿站马车的例子中可发现,去建铁路的是新兴企业家,但不要指望驿站马车的所有主去建铁路。简单来说,发展是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,一纸文件式的“简单粗暴”在带来暂时效率甚或短暂“繁荣”的同时,却背离了风光配储能的初心。

02.一体化是实现风光储科学发展的重要保障

党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。

随着风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业实现“解困”的内在逻辑,表面看来无可厚非。而事实是,无论是调峰、还是消纳问题,都是一个系统性的问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方的权益。反对者并不反对风光配储能本身。各地文件的“一刀切”、头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑、缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。

就目前来看,虽然十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此而增加的权利只字未提,对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时计划电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,不是原来的配方,还是原来的味道。以山东省为例,2020年山东申报竞价光伏项目共976兆瓦,电网公司要求按项目装机规模20%配置储能,储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算,100兆瓦竞价光伏电站将配置40兆瓦时,以当前储能系统1.7元/瓦时(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下增大光伏投资普遍在15%~20%左右。在一定程度上纾解调峰、消纳压力的同时,渐入平价时代的光伏发电利润空间日蹙。

8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,缘于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。

《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。

在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。

虽然不能寄希望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加之配套的保障机制,对于解决新能源发展存在的现实问题提供了科学的指引和正确的发展方向。

03.市场化是风光储高质量发展的必然选择

市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储能压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?相关部门是否有权限要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担?

在没有配套的政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,一味地在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。

《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》中明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施的标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展。在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是建立和完善市场机制,在仅仅依靠弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的情形下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子是不二之选。

一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。

二是完善配套政策,打造风光储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟的机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需要政策给予配套,促进各种市场化模式的成长打造。如,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。

三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立市场主体地位得到明确,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备用及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。

四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能相关的标准,迄今已历10年。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。其中,针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,现有的标准规范,如何去推广执行亦亟待解决。不严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批既不环保也不经济、既不安全也没效率的储能设施,根本原因就是无标可依和有标不依。

五是借鉴国外做法,建立对风光储奖励扶持机制。国外电力市场成熟,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入,新能源侧的储能发展条件优渥。如美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策,同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期,作者系山东能源监管办党组成员


 





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