储能技术能否加速中国可再生能源发展？

储能技术可以促进更多可再生能源接入电网，然而电力市场的改革仍是一切的前提。

 

2016年又是中国可再生能源发展取得标志性进步的一年，但清洁电力依然面临并网难的困境，比如，中国北部和西部地区的风力发电机往往长时间处于闲置状态。

 

针对上述情况，中国政策制定者已经开始探索采用储能技术来提升电网接纳风电和太阳能发电的能力。

 

但要大幅度提升可再生能源在中国能源构成中的比例，中国电网的运营方式需要根本性的改革。储能技术自身究竟能在多大程度上减少弃风，确保可再生能源不被浪费，我们对此抱有疑问。

 

储能技术在中国

 

储能方式主要包括电池、热储存、抽水蓄能等，是通过在电力需求低时储电，在电力需求高时放电的方式帮助电网更好地融合风电和太阳能发电的一种技术。储能技术增强了电网的灵活性，保证可再生能源发电厂持续工作，避免弃风弃光弃水等现象发生。

 

中国已认识到储能技术的价值，计划快速提升其电力存储能力。一方面，官方正在呼吁加快抽水蓄能设施的建设步伐。所谓抽水蓄能是指将水抽到高处的蓄水池中储存，需要时再开闸放水，利用水力涡轮发电的一种蓄能方式。水电发展“十三五”规划提出，到2020年之前将抽水蓄能装机从2300万千瓦提升到4000万千瓦，而这一数字大约是美国现有抽水蓄能装机的两倍。

 

另一方面，新兴储能技术也正在得到推广。2016年3月，中国发布《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，提出深化对面向可再生能源并网、微电网、及电动汽车应用的先进储能技术的研究。

 

示范项目已经在推进当中。2016年4月，大连储能电站项目获得国家能源局的批准，由中国电池生产商大连融科承建的这个20万千瓦的全钒液流储能项目将于2018年完工。届时，该项目将使中国的并网储能能力在目前的基础上增长三倍。政府规划部门希望，该系统可以帮助解决东北地区的弃风限电问题，并为电网提供备用能源和其他服务。

 

鼓励私人投资

 

中国还出台了新的试点机制，鼓励私人资本参与储能项目的投资。此前，储能电池企业获得商业成功的渠道非常少，要么开发小规模的示范项目，要么只能在偏远地区和岛上等高电价地区设点。

 

但2016年6月，国家能源局（NEA）宣布在弃风弃光现象最为严重的三北地区进行电力辅助服务补偿机制试点，对储能服务提供商提供的调峰调频辅助服务提供资金支持。

 

该机制借鉴了目前燃煤电厂调峰服务所采用的有偿机制。中国北方地区白天利用燃煤发电，同时向供暖管网提供暖气。但遗憾的是，燃煤电厂并不能轻易开工或停产，夜间即便不再需要也必须保持运行。虽然火电效率更低，但被要求限电的最终还是风电场。

 

目前，政府会对发电产能降到一定水平以下的燃煤电厂予以补偿。而新的补偿机制的不同之处在于，不是对减产的燃煤电厂进行补偿，而是花钱鼓励储能服务提供商吸纳多余的电能。这样一来，不仅可以减少持续运行的燃煤电厂数量，还可以使运行着的燃煤电厂的发电效率提高，减少弃风，节省电网资金。

 

由于中国的能源行业仍处于转型阶段，储电补偿机制未来是否会发生进一步的变化仍不明朗。尽管如此，这一机制清楚表明，政策者已经做好了推广利用先进储能技术的准备。

 

改造电网

 

储能技术可以极大地加快可再生能源的并网步伐。但在风能和太阳能整体占有率低的情况下，减少弃风弃电并非当务之急。相反，优化电网运行才是推进光电和风电并网的关键。美国国家可再生能源实验室的一项研究认为，风电在美国能源中的占比可以达到20%以上，而不会产生严重弃风，也不需要大规模储电设备。相比之下，中国国家能源局数据显示，2016年中国的风电占比仅为4%，但吉林、新疆、甘肃等风电大省去年的弃风率则分别高达30%、38%和43%。

 

中国的弃风弃光问题在很大程度上是由于中国能源行业规划和运营的机制性问题。目前中国电网中很多通行做法仍然将煤炭作为计划经济的一部分加以强调，没有主动适应不断多元化的能源行业的需要。

 

这种方式往往会以牺牲可再生能源发电为代价来保护燃煤发电，造成了风能发电与输电规划之间的错配，导致中国西部的风能发电厂只能无奈闲置坐等输电线修建完毕之后才能将电力输送到中国东部地区的电力需求中心。中国的配电方式还造成了省级电网各自为政，无法灵活地平衡各省之间的电力供给和需求。目前，国家政策鼓励各省级政府以消纳省内电力以支持各自的税收，并且为了保护各地火电企业的利益，反对从风能丰沛的省份引入风电。

 

中国要实现空气质量和碳排放的目标，就必须首先解决这些阻碍清洁能源并网的制度性障碍。但决策者发现，减少弃风弃光现象所需要的改革推行起来并不容易。虽然中国在2015年启动了新一轮的能源行业改革，但诸如基于边际成本优化能源输配等有助于增加可再生能源利用率的措施仍然举步维艰。

 

储能技术或许是应对弃风弃光问题的具有吸引力的解决方案，特别是在新的储能技术价格持续下降的情况下。但考虑到现有的电力体制问题，该技术仍然只是帮助决策者扩大可再生电能并网的众多工具之一。

 

市场阻碍仍在

 

但是要真正做出改变，就要向储能设施开发商发出正确的投资信号，并对市场进行改革。

 

虽然国家针对北方地区出台了新的储能服务补偿机制，但行业观察家认为，中国电力现货市场的缺位阻碍了储能技术的推广。

 

“现货市场一个重要的用途就是以波动的真实价格出售电力。”中国能源研究会储能专业委员会秘书长张静表示。

 

此类市场似乎正在酝酿当中：“十三五”能源行业规划提出到2018年之前开展现货市场试点项目，到2020年之前在全国推广。

 

但还有一些观察家指出，设计一个有效的现货市场十分困难。为各国政府提供清洁能源政策顾问咨询服务的全球性非政府组织——国际电力监管援助计划（the Regulatory Assistance Project）的专家王轩和麦克斯•迪普伊认为， “中国在建立现货市场竞争性竞价机制上将面临独特的挑战。能够推动增强行业透明度、监督和执行的机构目前能力不足，而国有企业主导着整个行业。”

 

这表明，储能服务提供商短时间内还不太可能看到他们的产品改变中国弃风弃光现状。

 

除了能够解决弃风弃光问题，储能技术还能在中国未来的电网发展中发挥其他的作用。储能技术有助于降低输配电网络升级的成本，提供备用能源，并解决小范围的供需失衡问题。简言之，这些技术可以创造一个更为可靠、性价比更高、更为清洁的电网。

 

但这一切的前提是推行正确的政策和监管措施，改革现有的电力市场。

 

翻译：子明