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2020中國儲能政策盤點 :儲能將正式邁入“十四五”發展新階段

作者:中國儲能網新聞中心 來源:CNESA 發布時間:2021-01-15 瀏覽:
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中國儲能網訊:回顧我國儲能發展歷程,近五年來,在《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》引導下,我國儲能發展進入了快車道,一批不同技術類型、不同應用場景試點示范項目落地,一批關鍵技術核心裝備達國際先進,一批重點技術規范和標準逐步形成,一批具有國際競爭力的市場主體蓄勢聚力。我國儲能產業發展確實從技術驗證走向了商業化初期發展的新階段,但“夾縫中求生存”仍是我國儲能發展尚未逾越的真實阻力,“產業化”發展也尚未形成。在“十四五”時期,有必要充分考慮國民經濟發展下的儲能發展需求,提升儲能在我國能源結構調整過程中的戰略地位,展現儲能對我國社會經濟發展的重要作用。

回顧2020,展望“十四五”儲能產業化發展,政策和市場機制成為推動儲能全面商業化和規?;瘧玫年P鍵。

筑牢人才發展基底

提升儲能戰略發展意義。

過去一年,在國家發改委力推儲能發展并打牢產業發展基礎的關鍵部署下,教育部、國家發改委、財政部于2020年聯合印發《儲能技術專業學科發展行動計劃(2020—2024年)》,提出擬經過5年左右努力,增設若干儲能技術本科專業、二級學科和交叉學科,西安交大、華北電力大學等院校已增設儲能學科;《關于加快新時代研究生教育改革發展的意見》也將儲能技術產教融合創新平臺建設納入其中,在關鍵領域核心技術環節實施人才自主培養專項。一系列政策出臺靶向產業發展基底,須通過學科體系建設和專業人才培養筑牢產業基礎。

示范引領產業發展

追求綜合能源成本最優

2020年7月,國家能源局正式印發《關于組織申報科技創新(儲能)試點示范項目的通知》(國能綜通科技﹝2020﹞69號),前期研究歷時多年的國家級儲能示范項目征集工作正式啟動,最終有已投運的8個不同應用領域規?;瘍δ茼椖咳雵?,擬通過分析總結各類儲能項目的成功經驗和存在問題,推動政策和市場機制出臺。過去十年,我國儲能技術應用已在各領域開展靈活示范,制約產業發展和技術應用的問題逐步突出,儲能商業化發展路徑也已明確,但推動體制機制破局的動能還需自上而下跟緊,對核心安全責任問題、市場機制配置等問題還需正面對待。

國家發改委、國家能源局在《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見(征求意見稿)》中提出“兩個一體化”綜合能源發展思路,整合配套應用體現了不同能源技術優勢,儲能快速靈活調節能力在“一體化”項目中體現,但短期追求度電成本最低尚不現實。推動智能、高效、綠色能源體系建設,要使全社會接受綜合用電成本最優的基本邏輯,并為整個經濟社會發展承擔費用,而并非絕對的成本最低和費用最小。

繼續深化電力市場改革

開放身份并做好公平對待

隨著電力市場深化改革,市場規則逐步向儲能等新市場主體予以傾斜。國家《電力中長期交易基本規則》明確儲能企業參與市場交易的身份,江蘇、江西、山西、青海等地落實電力現貨市場建設方案,提出輔助服務市場長效發展方向,其中“建立用戶與發電主體共同承擔輔助服務費用市場機制”成為推動未來儲能商業化應用的關鍵。而《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》提出推進發用電雙方帶負荷曲線的中長期交易,短期內由于預測市場供需的交易難度尚且存在,仍需參照現有目錄電價或指導電價確定峰谷價差。我國雖已開展中長期交易多年,也提出了盡快由價差方式向順價方式過渡的工作思路,但仍有部分地區價格形成機制與電力供需形勢并不匹配,并通過中長期交易減小了峰谷價差,這也反映出市場機制的鈍化。未來,根據電力供需形勢拉大峰谷價差的趨勢依然存在,用戶側儲能峰谷價差套利商業模式仍有價格保障,但儲能參與現貨市場競價的能力也要逐步提升。

在《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》指導下,近年各地落實輔助服務市場建設,儲能也在廣東、蒙西、山西、華北等地實現了商業化應用,但高性能儲能提供服務所帶來的高額補償也制造了市場資金使用風險,不斷調整的政策方向對儲能項目投資也產生了重要影響。2019年,蒙西調整系數、華北調整K值上限。2020年,廣東對K值結算做年度向下調整,蒙西也再次基于K值調整補償計算方法,山西、青海、湖南等地也對儲能參與的調峰補償標準做向下調整。不到一年時間,政策頻繁變動,市場長效機制的缺失成為制約儲能商業化發展的突出問題。

但整體來看,輔助服務市場規則基本解決了儲能參與市場的基礎身份問題,儲能獲得了與發電企業、售電企業、電力用戶平等的市場主體身份,第三方主體也可參與市場提供服務,獨立儲能在福建、江蘇、山西等地可獲許辦理發電業務許可證,并允許參與提供輔助服務。

國內典型輔助服務市場規則

新能源+儲能成大勢所趨

商業發展仍需破局

在大規模推進新能源發展的進程中,保障性發電壓力和責任逐步突出。2020年,各地方政府和電網部門再次相繼提出新增新能源項目配置5%-20%儲能系統的需求,儲能也成為優先并網優先消納的技術條件。但在現有系統成本下和成本疏導機制尚未形成之前,融合發展趨勢尚不能一蹴而就。一句“充放電量的電價、結算按照國家相關規定執行”并不能解決商業化發展難題,反而顯現了不同層面互相轉嫁責任風險的政策導向。在充放電過程中,儲能作為用戶和發電主體還存在身份切換情況,調峰補償和上網電費不可重復支付,獨立儲能項目還面臨雙重收費問題,以及輸配電價和容需量電費繳納等關鍵問題。整體來看,還勢必要逐步提高項目準入門檻,避免概率性安全事故發生所造成的“行業剎車”現象出現。

市場機制和政策補償并不需要給予儲能等主體特定扶持,需要在遵循市場公平的基本原則下,開放儲能參與市場身份,允許其與其他市場主體共同參與市場競爭,良性的市場環境才是儲能全面商業化發展的核心。

隨著進入新一輪輸配電價和銷售電價調整新階段,各地從降低用戶電價、調整峰谷價差和調整峰谷電價執行時段等角度修正電價。隨著新能源規?;_發和接入,原有依用戶用電特征確定峰谷電價的模式發生轉變,凈負荷成為峰谷價格調整依據。特別是隨著光伏大規模接入,原有日尖高峰時段與光伏發電時段重疊,也將逐步變為低谷和平段時間。2020年,江蘇、浙江等地進一步降低谷期電價,拉大峰谷價差。湖北等地在完善峰谷時段的同時還增設尖峰電價,并調整峰谷價差。山東、甘肅等地也調整了峰平谷電價時段。一方面峰谷價差的拉大有利于用戶側儲能技術應用,另一方面儲能充放電策略將隨峰平谷時段的變化而進行調整。

同時,北京市朝陽區繼2019年將儲能納入節能減排專項資金后,繼續對儲能項目給予20%初投資補助。在合肥、蘇州等地給予分布式光儲、儲能系統度電補貼后,陜西西安對光儲配套系統的儲能部分給予1元/千瓦時充電補貼。在新業態應用領域,5G基站、數據中心、新能源汽車配套和重要電力用戶等領域對儲能技術應用提出需求,解決配電增容難題、起應急備電作用、減少電費支出也成為此類用戶儲能應用形態,相關儲能應用還可獲地方補貼支持(廣東、昆明、合肥等地)。特別是隨著新能源汽車規?;度胧褂?,與充電站結合的光儲和光儲充一體化系統項目應用可期,但其商業化應用的前提仍是用戶充電設備可得到經濟應用,才會對削峰填谷套利存在運營需要。

當前,若現有儲能市場報價可反映儲能系統真實成本,用戶側儲能峰谷價差套利商業模式可再現火熱。

需求響應和用戶調峰存在一定重疊

調節資源仍需高效調用

目前,調峰市場有望與現貨市場機制充分銜接,利用市場化價格機制調動各類資源響應電力系統運行實際需要。但為調動用戶側調節資源積極性,在2013年需求側試點基礎上,上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等地電力運行主管部門啟動了需求響應機制建設工作,資金補償來源于尖峰電價、新能源交易等富余資金池。與此同步,華北、江蘇、山西等地能源監管部門開放了第三方主體和用戶資源參與調峰輔助服務身份,部分地區調峰補償仍來自于發電企業分攤。在輔助服務成本未向用戶傳導的情況下,非發電主體獲得補償支付仍存政策風險。

由于以往需求響應執行時間與尖峰、低谷電價執行時段高度重疊,基準線尚有靈活設計空間,儲能參與需求響應的獲益空間比較有限?,F有調峰和需求響應機制設計給予儲能充放電補償,雖可增加儲能收益,但在既有峰谷電價機制下,儲能自主調峰充放電已經形成,若調峰和需求響應執行與峰谷電價執行時段一致,此類補償確實存在一定重疊。此外,調峰和需求響應雖由不同部門主導,但響應機制基本完全一致,還存在補償重復支付的問題。部分地區調峰調用頻繁發生,累計天數持續長達半年之久,原本為短時緊急情況服務的資源響應變成了持續需求。與其如此,不如靈活更改峰谷電價時段和價格,還可實現現有補償成本的價格疏導。故要結合現貨市場建設進程,做好用戶調峰、需求響應和市場化價格機制的有效銜接,避免資源的重疊利用和資金的無效支付。合理調整基準線和響應機制,以支持儲能技術為電力系統提供服務。

電網支持儲能發展

助推儲能發揮系統性作用

2019年,國家明確“與電網企業輸配電業務無關的費用”包括電儲能設施成本不得計入輸配電價,電網企業表態不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設,不再安排抽水蓄能新開工項目。當前,由于監管能力與電網投資儲能項目的訴求無法匹配,在確保市場公平的原則下,禁止電網投資儲能項目尚屬合理操作,但并不代表監管機制并不向前演進。2020年,電網推動儲能發展的形勢產生變化。在《2020年改革攻堅重點工作安排》、《國家電網有限公司關于全面深化改革奮力攻堅突破的意見》中,電網表態落實儲能新業務實施方案,立足儲能等戰略性新興產業而培育增長新動能?!?020年智能用電專業工作要點》中也提及加強客戶側儲能應用研究,逐步明確系統接入要求。同時,《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》鼓勵發展智能電網和儲能技術,國家能源局對十三屆全國人大三次會議第9178號建議的答復中提到,將對部分實現輸電線路、變電設備的投資替代的儲能項目,考慮將其建設經營成本納入輸配電服務費用支出,逐步研究明確電網側儲能的合理疏導模式,促進電網側儲能規范發展。

我國儲能全面規?;蜕虡I化發展的實現,需要電網企業推波助瀾,這一定程度可促進并網、調度、交易機制的匹配,并分擔主管部門儲能安全責任風險,確保儲能的高質量應用。

支持我國儲能產業發展的政策呼吁

當前,我國儲能發展進程已進入了“后指導意見”階段,“十四五”也是推動我國儲能高質量發展的關鍵時期,但未來我國儲能商業化和規?;l展還需要政策和市場環境的得力支持。

整體來看,首先,儲能技術應用要得到規劃引領,“十四五”儲能專項規劃勢在必行,結合高比例新能源接入進行科學選點布局有利于儲能高效利用。其次,急需自上而下明確儲能項目的管理責任和主體責任,統一儲能項目的管理要求,在明確備案流程基礎上明確消防驗收、環境評價、土地審批、人防占用等辦事流程,明確各領域不同電壓等級儲能并網手續,調度、交易和結算機制與儲能應用相匹配。再次,不斷更新完善標準和規范,提高儲能項目應用的準入門檻。此外,進一步深化電力市場化改革,建立市場化長效機制并掃清儲能參與市場阻力。最后,超前建立儲能系統回收和再利用工作機制,杜絕全產業鏈各環節所可能造成的環境污染,形成產業鏈閉環。

在典型重點應用領域,一是用戶側儲能應用。針對高電壓等級并網需要進一步落實并網手續,完善市場規則并合理化峰谷電價機制,調用用戶側儲能資源為電力系統提供服務,利用需求響應和調峰機制合理予以補償。

二是電網側儲能應用。在不扭曲市場競爭的前提下,遵循“先市場,后計劃”的基本原則,優先引導社會資本投資電網側儲能系統,電網企業體現兜底服務價值,明確納入輸配電價的儲能系統服務內容和替代價值,明確電網側儲能資源可參與電力市場的工作界限,用公允的市場價格評估成本計入標準,最終用科學的監管機制和有效的監管指標予以約束和激勵。儲能產業的發展需要電網的拉動。

三是輔助服務儲能應用。確定輔助服務調用需求,公開市場規模預期,在效益最優的原則下公平調用儲能系統提供服務并參與市場競爭。全面遵循按效果付費機制,利用市場規則反映儲能靈活調節能力價值,有必要對服務執行效果上限進行設置,避免過渡支付發生。按照“誰收益,誰承擔”和“誰肇事,誰承擔”的原則,合理分攤支付輔助服務費用,市場考核機制和分攤機制實現有效整合。調峰輔助服務與現貨市場深度融合,實現綠色能源電能量價格和使用綠色能源所需輔助服務費用的合理疏導,形成市場長效機制。

四是新能源+儲能應用?,F階段還要做好前瞻性規劃研究,避免資源無效配置。明確儲能準入門檻,確保儲能高質量應用。在全面平價上網之前,可要求發電企業按一定比例自建、租用或購買儲能配額,視此類新能源電站為并網友好型電站,優先并網、優先消納,輔助服務市場適當予以傾斜。短期來看,在電力市場和價格機制尚無法反映配套系統應用價值的情況下,有必要出臺過渡政策以支持新能源與儲能協同發展,即研究儲能配額機制,提高“綠色電力”認定權重。長遠來看,新能源發電價格和儲能配套成本還應由受益方即各類用戶進行支付,在現有度電成本高于傳統電源發電成本的情況下,要推動新能源和儲能配套發展,還需資金補償,故最終要建立市場化長效機制,實現“綠色價值”的成本疏導。

進入“十四五”發展新階段,為推動我國儲能產業健康可持續發展,政策和市場機制還需要全面予以匹配。

關鍵字:儲能政策,儲能市場

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