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阳光电源吴家貌:我国储能产业面临的问题及相关建议

来源:电力决策与舆情参考 | 编辑:电力决策与舆情参考 | 2021年1月5日() | 打印内容 打印内容

“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”,意味着今后较长时期,我国电力清洁化必须提速,以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。

作为高比例可再生能源的关键支撑技术,储能在促进全球电力低碳转型进程中不可或缺,尤其在可再生能源占比越来越高的电力系统中,储能将发挥越来越重要的作用。

但是储能产业面临历史性机遇的同时,如何实现储能与新能源乃至电力系统的深度融合,不管在顶层设计、市场机制还是在具体产业层面的降本增效上,都面临不小的挑战。

编辑:吴家貌(中关村储能产业技术联盟副理事长、阳光电源副总裁兼光储事业部副总裁)

一、国际储能发展情况

尽管受到新冠肺炎疫情影响,但全球储能产业仍保持高速增长势头。根据彭博新能源财经的预计,2020年全球储能市场规模将从2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh,创下新的纪录。其中“可再生能源+储能”这一应用场景正在快速发展,市场份额预计由2019年的59%提升至71%。

在全球主要储能应用国家,“光伏+储能”几乎成为标配。投资商在大型地面电站加入储能,不仅可以对电网进行调峰调频,提高电网稳定性和电网线路利用率,还可以平滑光伏出力以减少对电网的冲击。

为促进新能源消纳、提升电力系统灵活性,英、美、德、日等国家通过立法给予储能相应的身份,可以根据其自身资源的技术特点,设计不同的报价参数充分考虑储能的技术与物理特性,让其参与电能量、容量、辅助服务等不同品种交易,多种手段鼓励储能参与电力市场。

二、我国储能产业面临的主要问题

随着我国经济转型、绿色能源快速发展和能源供给侧结构性改革不断深化,我国的储能发展需求正在日益扩张,储能产业的快速发展已经成为必然。

截至目前,我国风电、光伏装机均超过2.3亿千瓦,安徽、湖南、青海等多地均在探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制,已有17个省份出台了新能源配套储能及新能源场站一次调频的相关政策。但是,盈利模式缺乏、成本高、标准不完善、系统集成不专业的问题较为突出。

一是政策缺少长效机制,收益存在很大不确定性。与国外相比,我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主,价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导,从而造成商业模式无法形成闭环。

目前“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付,获得收益存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则,新能源企业并不是唯一的受益主体,权责并不对等,储能低价恶性竞争激烈。

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