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储能成本补偿机制还有待完善

日期:2022-04-14    来源:中国发展网

国际储能网

2022
04/14
09:03
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关键词: 储能技术 储能政策 储能成本

近日,国家发改委发文表示,在“双碳”目标背景下,我国电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型。储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。然而,目前除抽水蓄能外,新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期,相关的电价政策和市场机制还不够完善,存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题,不利于行业健康可持续发展和“双碳”目标的实现。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,引导储能在不同场景下充分发挥对电网安全的调节作用,亟待完善储能政策顶层设计,研究各类储能技术在新型电力系统中的应用场景,建立符合我国国情和电力市场化发展阶段的储能成本补偿机制。

文章表示,新型储能是除抽水蓄能外的新型储能技术,包括电化学储能、物理储能、储热、储氢等技术。从各类储能装机规模结构来看,根据国家能源局数据,截至2021年底,我国已投运抽水蓄能累计装机规模3600万千瓦,占储能总装机规模约为89%;电化学储能累计装机规模超过400万千瓦,其中以锂离子电池为主,占储能总装机规模约为9%;其他技术占比相对较小。从增长趋势来看,根据中关村储能产业技术联盟统计,2021年,抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能累计装机规模同比分别增长25%、63%和15倍。

新型储能的迅猛发展,得益于国家的能源战略调整和储能政策的不断完善。2021年3月,习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上,提出构建以新能源为主体的新型电力系统的要求,为储能产业发展指明了方向、提供了遵循。随后,有关部门及时跟进出台政策,加快推动部署新型储能关键技术的研发、推广和应用。2021年7月,国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到2025年新型储能装机规模达到3000万千瓦以上,届时将是抽水蓄能6200万千瓦装机规模的近一半。该意见提出要完善政策机制,营造健康的市场环境,健全新型储能价格机制。2021年12月,国家能源局出台了新修订的“两个细则”,即《电网并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》,明确将电化学、压缩空气、飞轮等新型储能纳入辅助服务提供主体范围,对新型储能投资成本回收具有积极作用。2022年1月,国家发展改革委等七部门出台《促进绿色消费实施方案》,要求大力发展绿色消费,加强新型储能、加氢等配套基础设施建设。2022年2月以来,发展改革委、国家能源局联合出台《“十四五”新型储能发展实施方案》,进一步明确新型储能的发展目标和重点任务,将有力推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。在一系列中央部门政策推动下,各地方积极出台相关政策,加快推进储能产业布局,不断提升电力系统调节能力。

文章还提到,储能发展面临诸多问题,影响行业投资积极性。新型储能规模化应用呈现良好发展势头,相关技术正广泛应用于各类场景,在技术研发、项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得较大进展,对推动我国能源低碳化转型的支撑作用日益显现。

但是,新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期,面临市场化机制、投资回报机制、成本疏导机制不完善,各类储能技术应用场景界定不清,公共服务价值无法充分体现,成本难以疏导至受益对象,储能技术成熟度和实用性有待提高等问题。一是在电源侧,储能大多与发电机组联合,用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳。部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件,但如何参与电网调度不明确,而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟,相关政策落地执行效果欠佳,部分配套储能利用率较低,新能源企业主动投资积极性普遍不高;二是在电网侧,储能主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞,以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出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,为储能成本疏导留下政策空间,但实施细则尚未出台;三是在用户侧,目前商业化模式较单一,主要通过峰谷价差机制获得收益,存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。


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