新旧体系临界点下的能源结构正在发生转变,实现碳达峰、中和过程中,光伏、风电的配套“伙伴”、新型电力系统的重要组成——储能愈发受到重视,各项政策相继出台。3月31日晚间,在财联社蜂网专家电话会议中,储能行业资深专家楚攀博士围绕《2022年能源工作指导意见》潜在的储能发展机会进行了全面解读。

储能技术的应用贯穿于新型电力系统转型的电源侧(也叫发电侧)、电网侧、用户侧三个环节。“给风光基地配套的储能项目,属于电源侧的储能项目,未来得到的政策支持力度会是最大的,在相当长的时间内,电源侧储能的发展都会是最快的,也是增量空间最大的”,参会的储能行业资深专家楚攀博士认为,目前储能规模化、商业化推广,最缺乏的就是固定且明确的收益渠道,国家层面给出的指导是通过市场化的方式,具体的说,就是通过电力辅助服务市场的建设去解决。

电源侧储能的发展空间最大,增速最快

《指导意见》规划了2022 年能源发展目标,全国能源生产总量达到44.1 亿吨标准煤左右,电力装机达到26 亿千瓦左右,发电量达到9.07 万亿千瓦时左右。非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右,风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间,风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。

楚攀博士表示,由于风电和光伏近两年发展的特别快,以去年2021年全年为例,全年光伏新增约接近60GW,几乎是历史存量的1/4,建设速度远超规划速度。截至目前,我国已有超过20个省市发布了新能源配强置储能的政策,配置比例在5%-20%之间,配置储能的时长多在1-2小时。这个市场有多大?经不完全统计,截止2021年底,各个省份备案的新能源+储能的项目的总容量,已接近50GWh,2022年还会有更多的备案项目,预计在2022年底可达到70至80GWh,这会是未来储能市场发展最快,潜力最大的一块。

从储能应用的领域看,可分为三个部分:电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。《“十四五”现代能源体系规划》提出要大力推进电源侧储能;优化布局电网侧储能;积极支持用户侧储能多元化发展。虽然文件没有对储能的发展优先级进行排序,但根据修辞的差异,可以估计对储能应用支持力度依次为电源侧储能>电网侧储能>用户侧储能。

随着电力现货市场的建设,未来的峰谷价差是逐步拉大的趋势,此外,用户侧储能的发展还受到“需求侧响应”这一新的收益渠道的支持,未来也有较好的发展空间,但预计发展速度会落后于电源测储能的发展。

未来是否会出台针对储能的补贴政策?楚攀博士认为,储能领域不会出台类似于光伏和风电的国家层面的补贴政策,可能在一些个别的地区,为促进当地储能产业发展会有一段时间补贴。但从国家层面不会有大规模的、统一、且长期的补贴政策。根据储能领域的发展趋势,更可能通过市场化方式推动储能项目通过优化运营的方式获取收益,因此,未来要格外关注电力辅助服务市场,尤其是经济发达省份和新能能源占比较高省份的电力辅助服务市场。

千亿电力辅助服务市场

新型储能处于从商业化初期向规模化发展的转变关键时期,根据规划到2025年,新型储能的装机规模将达3000万千瓦以上。如何实现这个中期目标?楚攀博士表示,目前储能规模化推广和商业运营最缺乏的是固定的收益渠道。如何去解决这个问题?国家主管机构曾组织行业专家召开多次会议进行研讨,最终给出的解决方案是通过市场化的方式解决,也就是让各种类型的储能电站深入、广泛地参与电力辅助服务市场,为电力系统提供亟需的灵活性服务,进而获取相应的收益。

3 月24 日,国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿)的通告,并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。