中國儲能網(wǎng)訊：制約儲能發(fā)展的價格機制，正在被提上改革日程表。
5月25日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》指出，深入推進能源價格改革。繼續(xù)推進輸配電價改革，持續(xù)深化上網(wǎng)電價市場化改革，完善風電、光伏發(fā)電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。
國家能源局原副局長張玉清在5月24~26日舉行的第十一屆中國國際儲能大會上提出，對我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的四點建議，首要的一條就是完善政策體系和市場價格機制，從頂層設(shè)計上為儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展確定市場地位。其次，完善儲能標準體系和管理制度，引導儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)范化發(fā)展，為儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展奠定基礎(chǔ)。
“一方面，在政策方面明確儲能的獨立身份，讓儲能擁有足夠的話語權(quán)；另一方面，制定靈活的價格機制，讓市場長期健康地運行下去。解決好這兩點，我們的信心就足了?！鄙钲谑锌脐戨娮涌萍脊煞萦邢薰緝δ芸偨?jīng)理周新華告訴第一財經(jīng)記者。
光大證券從國內(nèi)外風光發(fā)電側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能等方面測算，2020~2030年儲能需求空間累計3.9TWh，2020~2060年儲能市場空間累計為94TWh，2030年儲能投資市場空間1.3萬億元。
收益與成本不匹配
3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議提出，要構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
這首次確立了新能源在新型電力系統(tǒng)中的主體地位。但是，新能源的隨機性、波動性、大裝機小電量的天然屬性，與其成為主力能源的愿景之間存在矛盾。
儲能，被業(yè)界普遍視為支撐新能源穩(wěn)定規(guī)模化發(fā)展的關(guān)鍵。
據(jù)不完全統(tǒng)計，目前湖南、內(nèi)蒙古、山西、湖北、河北、貴州、寧夏、青海、陜西、海南、江西、廣西、甘肅、山東等省份已經(jīng)明確新能源配置儲能的具體要求，配儲比例多在10%~20%。
不過，新能源發(fā)電側(cè)儲能尚沒有發(fā)展出成熟的商業(yè)模式。業(yè)內(nèi)人士告訴第一財經(jīng)記者，強制配儲不僅增加了新能源發(fā)電企業(yè)的資金負擔，而且投資成本難以收回。因此，按照要求配置并投入使用的項目實際很少。
為什么配了卻不用？經(jīng)濟性是一個重要原因。
今年全國兩會上，通威集團董事局主席劉漢元曾在建議中指出，根據(jù)對儲能系統(tǒng)的財務測算，即便采用成本相對便宜的鋰電池方案，成本依然達到了約0.44元/度。
根據(jù)國家發(fā)改委4月發(fā)布的2021年新能源上網(wǎng)電價政策征求意見稿，2021年，新建可再生能源發(fā)電項目的指導上網(wǎng)電價統(tǒng)籌考慮2020年各地燃煤發(fā)電基準價和市場交易平均價分省確定。最終上網(wǎng)電價不得超過當?shù)刂笇r。而在已公布的共計32個地區(qū)中，僅有湖南和廣東兩地的指導電價超過0.44元/度。
“在儲能市場發(fā)達的國家，儲能在各個環(huán)境中的應用，比如說能量套利、續(xù)量電費等已經(jīng)有明確的價值，但是在相互依存的基礎(chǔ)設(shè)施和關(guān)鍵服務等價值方面還很難量化?！闭憬隙寄茉椿ヂ?lián)網(wǎng)有限公司董事長吳賢章在接受第一財經(jīng)采訪時表示。
吳賢章認為，儲能投資收益模式不成熟，導致儲能系統(tǒng)成本無法合理疏導，收益與成本不匹配，這是儲能大規(guī)模發(fā)展的主要挑戰(zhàn)。
電價機制待落定
4月以來，完善儲能價格機制的好消息不斷傳來。
4月21日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》（下稱《指導意見》）。文件指出，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變。新型儲能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)裝備自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進步，標準體系基本完善，產(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。
文件提出，健全新型儲能價格機制。建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。
兩周后，5月7日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》。文件指出，今后一段時期，加快發(fā)展抽水蓄能電站，是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要方式，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的迫切要求。
文件提出，現(xiàn)階段，將堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制。以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。
根據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會的統(tǒng)計，截至2020年12月份，中國儲能項目裝機共計34.8GW，其中抽水蓄能裝機規(guī)模31.5GW，裝機功率占比90.5%。電化學儲能累計裝機2.852GW，占比8.2%。
上述兩份文件中，一個提到將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收（新型儲能），一個提到將容量電價納入輸配電價回收（抽水蓄能），被業(yè)界視為解決儲能價格機制不明的根本路徑。
華北電力大學能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心主任曾鳴告訴第一財經(jīng)記者，儲能價格機制改革的方向，應該是基于儲能的功能。儲能有多種多樣的技術(shù)，不同的儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中發(fā)揮的作用是不一樣的，因此價值也會有差異。不同的價值決定了不同的儲能技術(shù)的價格。
曾鳴表示，由于技術(shù)上的可操作性，試圖把所有不同功能的價值體現(xiàn)出來是有困難的。因此，要把價格體現(xiàn)價值和可操作性這兩個原則結(jié)合起來考慮。電力系統(tǒng)內(nèi)的儲能，應該考慮到未來新型電力系統(tǒng)中，整體對儲能所需要的功能，這可能和電網(wǎng)中的輸配電設(shè)施的定價機制相趨同。
“將來，電網(wǎng)里的共享模式的儲能，應該把它計入輸配電價格基數(shù)一并考慮。這樣操作比較清晰，也有利于監(jiān)管?！痹Q說。
值得注意的是，根據(jù)《指導意見》，到2025年，我國實現(xiàn)新型儲能裝機規(guī)模達到30GW以上。而截至2020年底，國內(nèi)新型儲能機組累計裝機僅為3.8GW。這意味著，如果要完成上述目標，未來五年儲能行業(yè)的復合年均增長率超過50%。
