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为实现碳中和加装新型储能助推器

2021-07-31 00:38:36 来源: 作者:​张 锐

国家发改委、能源局日前联合印发的《关于加快新型储能发展的指导意见》(下称“指导意见”)不仅提出了2025年新型储能装机规模化以及2030年新型储能全面市场化的目标,而且明确肯定新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。因此,接下来我国储能将形成以政策环境为有力保障、以市场机制为根本依托、以技术革新为内生动力的高质量发展格局。

通俗地讲,储能就是将暂时用不完的多余或者可能流失的能源储存起来,等到日后需要的时候再释放出来转化为电力。一般而言,储能分为机械储能与电化学储能两种技术类型,其中机械储能主要是指抽水储能,即运用机械泵力设备将水从低处抽到高处,需要时进行水力发电;而电化学储能是指各种清洁能源的储能,即所谓的新型储能,包括风力与光伏储能、生物质储能以及氢气储能等。在储存载体上,除了离子电池、蓄电池等各种电池形态外,还包括借助超导体作用的储能电感器,以及不需超导体的储能电容器等,后两者在物理形态上表现为聚集性的储能基地布局。

对比之下,抽水储能既受到地理位势空间的限制,且资源禀赋有限与成本较高,而电化学储能则没有这样的制约,而且寿命较长,因此,尽管目前抽水储能依然在国内市场的占比较大,但电化学储能成为储能躯干与主流将不可逆转。而在电化学储能中,生物质储能的基础来源十分有限,氢储能的技术瓶颈短期内不会出现实质性突破,因此风光储能就成为了未来电化学储能的最主要与最普遍形式,也就是指导意见所明示的“新能源 储能”格局。

由于生产与生活的需要,人类不能不使用传统石化能源,而要降低二氧化碳的排放,就必须用新型能源取代石化能源,因此,新型能源对化石能源的替代率就决定了二氧化碳的最终排放规模,从而也决定了碳中和目标的推进节奏与最终效果。统计数据显示,截至2020年底,我国风电与光伏发电装机合计5.4亿千瓦,2060年实现碳中和,除了水力发电、氢能发电外,到时对应的风光发电规模无疑更需要数十倍增长。

但作为新型能源,“靠天吃饭”的性质决定了风力光伏的最大软肋就是极不稳定性,由此就使得其对传统化石能源的替代效果同样充满变数,进而也直接威胁到碳达峰与碳中和目标的实现概率。在这种情况下,通过技术手段将自然环境稳定时期生成的富余风能与光能收纳储存起来,必要时转换为电力,既可以大大减少未来电力释放的不确定性,更能为碳达峰与碳中和提供目标实现的稳定保证。

作为必要的反思,因为波动性较大,风电光电一直很难吊起电网侧、配电侧以及用电侧等需求端的胃口,风光电供给端于是在过去10年中一度出现严重的弃风弃光现象,后虽经政策层面对风电光电的消纳需求引导,市场(主要是电网企业压缩火电同时给风电光电留出空间)出现被动响应,弃风弃光问题才有所减弱,但必须正视,我国风光能源分布不均,生产“西富东贫”与消费“东多西少”的逆向排列特征非常显著,在新能源富集地区难以就地消纳风光电力、以及电网发展滞后和跨省跨区通道能力不足的情况下,弃风弃光问题随时可能产生。防患于未然,将闲置与可能废弃的风光电资源储存起来,不仅可以缓解风电光电“过剩”的压力,还能营造出未来电力“蓄水池”,从而打实碳中和的现实基础。

显然,策应碳中和,在趋势上风电、光电等新型能源将成为未来电力市场的主角,但如同火电一样,风电、光电都需经过电网即所谓的并网后才能发送到配电侧和用电侧,而风能与光能的波动性和间歇性又必然令电网企业可以接收到的电力稳定性受到冲击,甚至新型能源并网规模越大,电力企业协调供需平衡的难度越大。因此,为保障电力系统稳定运行,指导意见特别强调,需要建设电网侧储能或风光储电站,提高电网供电能力。对于电网企业来说,借助于储能既可以获得消纳风电光电的效果,也能够得心应手地进行削峰填谷,即在供电侧旺盛时低价购进电力,用电侧需求旺盛时高价售出电力,同时电网系统的安全性、灵活性和可调性也显著增强。

国家能源局发布的统计数据显示,去年我国储能行业突破七年反复状态并迎来了爆发增长,年度新增装机规模2358.7兆瓦,至2020年底,国内已投运储能项目装机规模35.6吉瓦,其中规模不到4吉瓦的风电与光伏储能占比依然很小,但由此可以看出,风电与光伏储能空间的广阔,按照指导意见设定的目标,到2025年国内新型储能装机规模须增长到30吉瓦,预测风光储能到时突破三分之一的占比规模应当不成问题。

行政手段应当是撬动储能规模持续放大的直接力量。目前全国有超20个省份出台了储能配置的约束与鼓励政策,不仅明确了光电风电消纳的主体,划定了各主体的消纳责任权重,而且确定了配储比例,即将上网风光电项目与储能紧紧捆绑,配储比例范围为 5%-20%,据此,许多地方还确立了“十四五”期间储能设施按照容量不低于风光电装机10%的总目标。另外,在风能、光能集中的“三北”(西北、华北、东北)地区,地方政府还对新增储能设施投资进行财政补贴,从而有效添加利润储能规模的扩展之力。行政力量推动储能迈开大步的同时,市场的调节作用也越来越大。过去六年,锂电池成本下降71%,而且电池成本约占整个储能产品系统的60%,由此带动了储能成本年均下降10%至15%,且未来在技术因素的赋能下还会继续下行,由此也将直接拉低风能与光能的发电成本,相应强化装机动力。

按照指导意见,未来做大储能规模很大程度上需要依赖市场机制的主要作用。从市场交易形式与渠道看,一方面,要放大电力市场化交易的规模,允许新能源电站将电直接销售给配电公司或通过电网销售给终端用户,发电侧与电网侧形成竞争格局,从而增大新能源电站储能配备的主动权,根据市场需求及时充放电,并在用电高峰期能够赚取额外收益,以此调动更多的发电侧扩大储能。另一方面,要支持与鼓励储能通过绿证交易市场展开跨地区交易、大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易,让储能方通过二级市场交易获得更多的收益,同时显著降低风光电稀缺地区储能成本居高的掣肘。

从储能主体与方式看,储能包括生产风光电力企业为主的发电侧、输配电企业为主的电网侧和家庭、工业、商业组成的用户侧三大类,且以上三大类按照储能方式又可区分为集中式储能与分布式储能两种,前者包括发电侧与电网侧企业,后者除了家庭、工业、商业等用户外,还包括5g基站与数据中心等。目前国内储能主要是集中式储能,分布式储能尚处慢热状态,为此,激活市场化储能的重要力量,指导意见指出要鼓励围绕大数据中心、5g基站、充电设施、工业园区等终端用户探索储能新场景,同时完善峰谷电价政策,为用户侧储能发展创造更大空间。

最后从落地应用比较成本看,目前储能的度电成本比火电成本高出不少,平价上网遭遇性价比处于明显弱势的掣肘,同时决定了电网侧与用电侧依然很难对储能电产生较大需求,必然抑制储能脚步。对此,作为市场化储能的重要选择,指导意见明确指出,要以“揭榜挂帅”方式推动储能关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关,通过提高储能产业的国产化程度来带动储能产品造价的下调。对于风光储电来说,只有成本下降并最终实现平价上网,才能形成对标火电的实力,也方可在碳达峰与碳中和的长旅曼舞中尽展风姿。(作者系中国市场学会理事、经济学教授)