电力现货市场的发展 助力储能商业化进程
2016年上半年,我国的储能产业正经历着一个发展的小高潮。据CNESA(中关村储能产业技术联盟)数据,截至2015年底,中国累计运行储能项目(不含抽水蓄能、压缩空气和储热)118个,累计装机规模105.5MW,占全球储能项目总装机的11%,年复合增长率(2010-2015)为110%,是全球增长率的六倍之多,发展速度不可谓不快。进入2016年之后,多家储能技术厂商的项目规划纷纷出台,少则几十兆瓦的安装量,多则几百兆瓦的目标,基本都是计划在2-3年内实施完成,应用类型覆盖了大规模可再生能源并网、辅助服务以及分布式发电及微网等领域。初步统计,总规划装机量已经近1GW(此处数据均不包含抽水蓄能)。 储能价值尚未完全体现 虽然产业发展趋势十分喜人,但一谈到项目的盈利点、投资回报,以及金融资本对产业的参与度,业内人士普遍认为,产业要真正实现可持续的商业化发展,仍需要一些先决条件。从目前情况看,提升循环寿命、提高安全保障是储能应用的基础,政策支持、财政补贴、降低成本是实现产业盈利的重要推手;更重要的是一个健全的电力市场机制才能够还原储能真实成本效益,发挥储能真正的应用价值。 从近两年的技术发展看,可以清晰地看出各类主流储能技术成本已经实现大幅下降。以目前国内安装量较大的磷酸铁锂电池为例,它的成本价(不含逆变器)在2013年为人民币4500-6000元/kWh,到2015年后成本价只有人民币2000-3000元/kWh。预计到2020年,成本有望降低到人民币1000元/kWh左右(按全寿命周期计算,度电成本在人民币0.26元/kWh,不含充电电费成本);以25℃、0.5C、95%DOD为标准,循环寿命超过5500次;而随着各类验证、示范应用以及标准的建立,储能技术的安全性也将逐步提升,达到标准要求,为实现商业化应用打下基础。 虽然储能技术的经济性和技术性能在不断提高,但从近期较主流的几类应用看,储能的应用点仍然较单一,储能应用的价值仍无法完全释放。例如,安装在用户侧的储能系统目前唯一的效益就是利用峰谷电价差实现低存高放;安装在大型风电场的储能系统的实际商业价值就是存储少量的弃风电量(储能的安装量一般为风电容量的10%)。究其原因,主要表现在储能技术与其提供的价值的效益回报不相吻合、缺乏对储能系统综合评估和优化使用的整体思路和方式方法。总的来说,按照我国现行的电力体制,电力系统无法给储能系统一个公平合理的机制,让其发挥灵活配置、快速响应的功能,服务于供给侧电源结构调整和用户侧能效提高。而实际上,储能已经成为未来电力乃至能源体系建设必不可少的一个环节,解决这一矛盾已经迫在眉睫。 |
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