储能价格机制改革提速 释放万亿元投资空间

2021-05-27

原标题:储能价格机制改革提速,释放万亿元投资空间

新能源的随机性、波动性、大装机小电量的天然属性,与其成为主力能源的愿景之间存在矛盾。储能,被业界普遍视为支撑新能源稳定规模化发展的关键。光大证券(16.780, -0.28, -1.64%)测算,2030年储能投资市场空间1.3万亿元。

制约储能发展的价格机制,正在被提上改革日程表。

5月25日,国家发改委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》指出,深入推进能源价格改革。继续推进输配电价改革,持续深化上网电价市场化改革,完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制,建立新型储能价格机制。

国家能源局原副局长张玉清在5月24~26日举行的第十一届中国国际储能大会上提出,对我国储能产业发展的四点建议,首要的一条就是完善政策体系和市场价格机制,从顶层设计上为储能产业发展确定市场地位。其次,完善储能标准体系和管理制度,引导储能产业规范化发展,为储能产业规模化发展奠定基础。

“一方面,在政策方面明确储能的独立身份,让储能拥有足够的话语权;另一方面,制定灵活的价格机制,让市场长期健康地运行下去。解决好这两点,我们的信心就足了。”深圳市科陆电子科技股份有限公司储能总经理周新华告诉第一财经记者。

光大证券从国内外风光发电侧储能、电网侧储能、用户侧储能等方面测算,2020~2030年储能需求空间累计3.9TWh,2020~2060年储能市场空间累计为94TWh,2030年储能投资市场空间1.3万亿元。

收益与成本不匹配

3月15日,中央财经委员会第九次会议提出,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,控制化石能源总量,着力提高利用效能,实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革,构建以新能源为主体的新型电力系统。

这首次确立了新能源在新型电力系统中的主体地位。但是,新能源的随机性、波动性、大装机小电量的天然属性,与其成为主力能源的愿景之间存在矛盾。

储能,被业界普遍视为支撑新能源稳定规模化发展的关键。

据不完全统计,目前湖南、内蒙古、山西、湖北、河北、贵州、宁夏、青海、陕西、海南、江西、广西、甘肃、山东等省份已经明确新能源配置储能的具体要求,配储比例多在10%~20%。

不过,新能源发电侧储能尚没有发展出成熟的商业模式。业内人士告诉第一财经记者,强制配储不仅增加了新能源发电企业的资金负担,而且投资成本难以收回。因此,按照要求配置并投入使用的项目实际很少。

为什么配了却不用?经济性是一个重要原因。

今年全国两会上,通威集团董事局主席刘汉元曾在建议中指出,根据对储能系统的财务测算,即便采用成本相对便宜的锂电池方案,成本依然达到了约0.44元/度。

根据国家发改委4月发布的2021年新能源上网电价政策征求意见稿,2021年,新建可再生能源发电项目的指导上网电价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。最终上网电价不得超过当地指导价。而在已公布的共计32个地区中,仅有湖南和广东两地的指导电价超过0.44元/度。

“在储能市场发达的国家,储能在各个环境中的应用,比如说能量套利、续量电费等已经有明确的价值,但是在相互依存的基础设施和关键服务等价值方面还很难量化。”浙江南都能源互联网有限公司董事长吴贤章在接受第一财经采访时表示。

吴贤章认为,储能投资收益模式不成熟,导致储能系统成本无法合理疏导,收益与成本不匹配,这是储能大规模发展的主要挑战。

电价机制待落定

4月以来,完善储能价格机制的好消息不断传来。

4月21日,国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(下称《指导意见》)。文件指出,到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高,核心技术装备自主可控水平大幅提升,在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步,标准体系基本完善,产业体系日趋完备,市场环境和商业模式基本成熟,装机规模达3000万千瓦以上。

文件提出,健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场;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。完善峰谷电价政策,为用户侧储能发展创造更大空间。

两周后,5月7日国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》。文件指出,今后一段时期,加快发展抽水蓄能电站,是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式,是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求。

文件提出,现阶段,将坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制。以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

根据中国化学(6.420, -0.04, -0.62%)与物理电源行业协会储能应用分会的统计,截至2020年12月份,中国储能项目装机共计34.8GW,其中抽水蓄能装机规模31.5GW,装机功率占比90.5%。电化学储能累计装机2.852GW,占比8.2%。

上述两份文件中,一个提到将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收(新型储能),一个提到将容量电价纳入输配电价回收(抽水蓄能),被业界视为解决储能价格机制不明的根本路径。

华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉第一财经记者,储能价格机制改革的方向,应该是基于储能的功能。储能有多种多样的技术,不同的储能技术在电力系统中发挥的作用是不一样的,因此价值也会有差异。不同的价值决定了不同的储能技术的价格。

曾鸣表示,由于技术上的可操作性,试图把所有不同功能的价值体现出来是有困难的。因此,要把价格体现价值和可操作性这两个原则结合起来考虑。电力系统内的储能,应该考虑到未来新型电力系统中,整体对储能所需要的功能,这可能和电网中的输配电设施的定价机制相趋同。

“将来,电网里的共享模式的储能,应该把它计入输配电价格基数一并考虑。这样操作比较清晰,也有利于监管。”曾鸣说。

值得注意的是,根据《指导意见》,到2025年,我国实现新型储能装机规模达到30GW以上。而截至2020年底,国内新型储能机组累计装机仅为3.8GW。这意味着,如果要完成上述目标,未来五年储能行业的复合年均增长率超过50%。

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责任编辑:张亚楠

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