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儲能頻迎支持政策,行業(yè)藍(lán)圖逐漸清晰

核心提示:2021年9月,十多個省份出臺了不同程度的限電措施,引爆點是煤炭價格嚴(yán)重偏離了電廠盈虧平衡點,煤電廠越發(fā)電,虧損越大。在雙碳

2021年9月,十多個省份出臺了不同程度的限電措施,引爆點是煤炭價格嚴(yán)重偏離了電廠盈虧平衡點,煤電廠越發(fā)電,虧損越大。在“雙碳”目標(biāo)驅(qū)動下,我國新能源裝機(jī)占比提升,增加了電網(wǎng)的波動性,各省調(diào)峰壓力增大。

我國“十三五”時期水電基地已開發(fā)和將開發(fā)的水電站中,裝機(jī)500萬千瓦以上水電站增量近乎為零,優(yōu)質(zhì)大水電具有較強(qiáng)的稀缺性,“十四五”后水電裝機(jī)規(guī)模將大幅降低。

據(jù)統(tǒng)計,2021年至今,全國24個省公布的“十四五”期間新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)超639GW。傳統(tǒng)能源增速下滑,為了保障長久供電可靠安全,必須構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

新能源的大量接入,對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行造成了影響。根據(jù)國家電網(wǎng)預(yù)測,2035年,風(fēng)、光裝機(jī)規(guī)模分別將達(dá)到7億、6.5億千瓦,全國風(fēng)電、光伏日最大波動率預(yù)計分別達(dá)1.56億、4.16億千瓦,大大超出目前的電源調(diào)解能力,迫切需要重新構(gòu)建調(diào)峰體系和調(diào)度系統(tǒng),以應(yīng)對新能源5億千瓦左右的日功率波動的調(diào)節(jié)能力。

近年來,我國儲能發(fā)展進(jìn)入窗口期,但儲新比依舊低于全球水平。據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會統(tǒng)計,2020年,中國儲能裝機(jī)與新能源裝機(jī)比例為6.7%,除中國以外的其他國家和地區(qū)儲能裝機(jī)與新能源裝機(jī)比例為15.8%。我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展增速滯后于新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展進(jìn)程。

國家層面從2021年起,陸續(xù)出臺了一系列綱領(lǐng)性文件,從頂層設(shè)計、市場機(jī)制、價格機(jī)制、調(diào)度機(jī)制等方面為新型儲能建設(shè)高速發(fā)展插上“翅膀”。

表 國家層面的新型儲能綱領(lǐng)性政策

在國家政策的引領(lǐng)下,各省陸續(xù)出臺相關(guān)政策實施細(xì)則,支撐新型儲能的規(guī)劃、建設(shè)、價格疏導(dǎo)、價值體現(xiàn)、聚合應(yīng)用、調(diào)度管理、運(yùn)營維護(hù),探索具有經(jīng)濟(jì)型的新型儲能商業(yè)模式,加速儲能發(fā)展進(jìn)度。

根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會統(tǒng)計,2022年1-5月,地方出臺儲能相關(guān)政策297項。主要可分為:供給端、需求端、補(bǔ)貼政策和市場機(jī)制四大類別。

1、供給端:圍繞各省十四五能源規(guī)劃,錨定新能源裝機(jī)規(guī)模,堅持集中式和分布式并重,推動交通、工業(yè)、建筑領(lǐng)域低碳化,大力發(fā)展新型儲能及拓展儲能聚合應(yīng)用。

我國優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源位于西部、北部地區(qū),但電力消費(fèi)主力在東南沿海(胡煥庸線以東占86.5%),西北部地區(qū)政策主要圍繞風(fēng)光大基地,2022年3月國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案》,風(fēng)光基地總裝機(jī)規(guī)模達(dá)455GW。

西北地區(qū)儲能相關(guān)政策主要圍繞國家新能源大基地建設(shè)目標(biāo),推進(jìn)“源網(wǎng)荷儲一體化”項目,此外,西部地區(qū)鋰資源豐富,多省對于儲能電池產(chǎn)業(yè)布局出臺了明確規(guī)劃和支持政策。

此外,“東數(shù)西算”項目啟動以來,圍繞大數(shù)據(jù)中心節(jié)能以及安全需求,各省也提出了支持大數(shù)據(jù)中心配套建設(shè)儲能設(shè)施的發(fā)展規(guī)劃。

我國東部和南部區(qū)域,新能源資源稟賦差,除廣東、福建區(qū)域海上風(fēng)電外,優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源集中在云南地區(qū),但云南地區(qū)地形復(fù)雜開發(fā)難度高,大力開發(fā)云南新能源會進(jìn)一步惡化可再生能源消納現(xiàn)狀。

該區(qū)域政策主要是圍繞分布式儲能,儲能聚合應(yīng)用,比如配套新能源車的儲充基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè),以及關(guān)注儲能產(chǎn)業(yè)鏈,比如鋰電原材料、儲能鋰電池技術(shù)等。

2、需求端:發(fā)電側(cè)根據(jù)各省市的特殊情況,出臺新能源配置儲能的比例和小時數(shù);電網(wǎng)側(cè)重點突出分布式儲能的重要性,以及進(jìn)一步明確輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制;用戶側(cè)出臺迎峰度夏保障供電相關(guān)政策,以及側(cè)重交通領(lǐng)域低碳化政策。

2021年起,為了促進(jìn)新能源配置儲能、減少對電網(wǎng)的沖擊,各省市都陸續(xù)推出了相關(guān)政策文件,對儲能配置比例和充電小時數(shù)有一定要求,配置比例一般為10-20%,配置時長通常為2小時。但隨著電芯原材料價格高漲,電芯價格持續(xù)走高,強(qiáng)制配儲項目成本難以為繼,新能源企業(yè)配儲意愿很低。

部分省市已經(jīng)清晰地發(fā)現(xiàn),由于各地資源、電力發(fā)展現(xiàn)狀等差異,一刀切式的強(qiáng)配儲能比例并不利于行業(yè)的健康持續(xù)發(fā)展,在原有的政策下,額外補(bǔ)充了建設(shè)儲能可以獲得補(bǔ)貼的政策,比如浙江義務(wù)就規(guī)定了在“十四五”期間以500萬元為補(bǔ)貼上限的政策。

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)從技術(shù)層面來看,不僅需要依賴大電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)展集中調(diào)度技術(shù),也需要尊重新能源快速發(fā)展的事實和規(guī)律,配套建設(shè)分布式能源體系。2022年1-5月,已有河北省、浙江諸暨市、山東棗莊等多個省區(qū)或地市對分布式光伏提出配套建設(shè)儲能的要求。

3、補(bǔ)貼政策:2022年1-5月的補(bǔ)貼政策主要針對用戶側(cè)儲能以及新能源車及周邊產(chǎn)業(yè)鏈。

終端的電氣化率對于實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的貢獻(xiàn)率是20%,其中尤以交通和建筑領(lǐng)域影響最大。因此,廣西、云南、廣東深圳、海南、重慶、浙江、四川成都等省,都出臺了對于新能源車充電設(shè)置的專項補(bǔ)貼政策。

用戶側(cè)儲能的補(bǔ)貼已經(jīng)逐步落地到市,成都、蘇州等地,都出臺了用戶側(cè)儲能項目的補(bǔ)貼政策,比如,成都明確對于入選的儲能項目,年利用小時數(shù)不低于600小時的,按照儲能設(shè)施規(guī)模給予每千瓦每年230元,且單個項目最高不超過100萬元的資金補(bǔ)助,補(bǔ)助周期為連續(xù)3年。蘇州明確接入園區(qū)的用戶側(cè)儲能項目按照項目放電量補(bǔ)貼0.3元/千瓦時,補(bǔ)貼3年。

4、市場機(jī)制:配角變主角,新型儲能作為獨(dú)立儲能參與電力市場

新型儲能可以獨(dú)立或與其他市場主體聯(lián)合參與中長期、現(xiàn)貨等各類電力市場,進(jìn)一步明確新型儲能獨(dú)立市場主體地位。

為了推動工商業(yè)用戶進(jìn)入市場,通過市場化方式形成用電價格,明確拉大工商業(yè)用電高峰、低谷電價。

南方“兩個細(xì)則”修訂,大幅提高深度補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn),有效激發(fā)火電靈活性改造積極性。明確市場化電力用戶按照“誰提供、誰獲利;誰收益、誰承擔(dān)”的原則進(jìn)行補(bǔ)償和分?jǐn)偅o助服務(wù)費(fèi)用具備向下游傳導(dǎo)的通道,有助于鼓勵新能源配儲能建設(shè)。

除了可操作性的電價政策外,國家層面的儲能關(guān)鍵政策已陸續(xù)出臺,地方層面圍繞著國家政策也陸續(xù)發(fā)布了具有當(dāng)?shù)靥厣氖袌鰴C(jī)制或補(bǔ)貼政策。參照目前實現(xiàn)初步經(jīng)濟(jì)收益的商業(yè)模式,以及參考海外成熟市場的運(yùn)營模式,應(yīng)進(jìn)一步根據(jù)各地的資源情況及電力消納特征,區(qū)別性制定地方性政策,疏導(dǎo)儲能成本,推進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)長期健康發(fā)展。



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