中國儲能網(wǎng)訊：在實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和、構(gòu)建現(xiàn)代能源體系和新型電力系統(tǒng)的大背景下，新型儲能作為重要的靈活性調(diào)節(jié)資源，具備毫秒級快速響應(yīng)和雙向調(diào)節(jié)優(yōu)勢，不受地理條件限制且建設(shè)周期短，具有提高新能源消納比例、保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、提高發(fā)輸變電設(shè)施利用效率等多方面作用，必然成為搶占能源戰(zhàn)略制高點的重要領(lǐng)域，在能源變革中擔(dān)負(fù)重任。然而，目前我國新型儲能產(chǎn)業(yè)仍處于商業(yè)化和規(guī)?；l(fā)展初期，相關(guān)的市場機制和電價政策還不夠完善，盈利模式較為單一且缺乏可持續(xù)性，存在成本疏導(dǎo)不暢、社會主動投資意愿不高等問題，亟須加快推動電力體制改革和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，完善新型儲能投資回報和成本疏導(dǎo)機制，合理反映其在新型電力系統(tǒng)中的價值，引導(dǎo)新型儲能產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。
支持政策持續(xù)完善
規(guī)模增長勢頭強勁
2021年以來，國家密集出臺了一系列支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重磅利好政策。2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號），對我國新型儲能發(fā)展作出了總體部署。2022年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（發(fā)改能源〔2022〕209號），進一步明確發(fā)展目標(biāo)，細(xì)化重點任務(wù)，提升規(guī)劃落實的可操作性。該文件是“十四五”時期我國推動新型儲能高質(zhì)量發(fā)展的指導(dǎo)性文件，也是開展新型儲能技術(shù)創(chuàng)新示范、優(yōu)化新型儲能發(fā)展布局的重要依據(jù)，為行業(yè)創(chuàng)新與可持續(xù)發(fā)展指明了方向。此外，僅在今年國家部委印發(fā)的文件中，《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021～2035年）》《關(guān)于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）和《電力可靠性管理辦法（暫行）》，全部提及了新型儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。在一系列國家部委政策推動下，我國大部分省份都積極出臺新能源配置儲能的方案，主要集中在“光伏+儲能”“風(fēng)電+儲能”方面，支持新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策環(huán)境非常有利。
新型儲能成本持續(xù)降低，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長、跨越式發(fā)展。在一系列利好政策的支持下，我國儲能技術(shù)不斷進步，成本快速下降，產(chǎn)業(yè)應(yīng)用快速發(fā)展。從單位造價來看，近年來，主流新型儲能技術(shù)成本降低了30%～50%（單位造價成本在1200～1600元/千瓦時），平均度電成本為0.6～0.9元/千瓦時。通過與電源側(cè)深度融合，度電成本最低可達(dá)到0.3元/千瓦時，接近抽水蓄能成本（0.25元/千瓦時）。未來，隨著新能源汽車產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，電池和系統(tǒng)總成本將進一步下降，預(yù)計“十四五”期間新型儲能系統(tǒng)成本降低30%以上，競爭力進一步提升。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2022》，截至2021年底，我國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模為573萬千瓦，同比增長75%。其中，2021年新增投運規(guī)模首次突破200萬千瓦，達(dá)到240萬千瓦，同比增長54%，占全球市場新增規(guī)模的24%。此外，2021年新增在建、規(guī)劃項目總裝機規(guī)模2380萬千瓦，在體量上具備發(fā)揮系統(tǒng)級作用的基礎(chǔ)和條件。可以說，以2021年為起點，中國新型儲能市場進入真正意義上的規(guī)模化發(fā)展階段。
共享儲能模式大有可為，商業(yè)化運營前景可期。2021年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號），明確了鼓勵探索建設(shè)共享儲能的市場機制改革方向，并指明租賃儲能容量可視作可再生能源儲能配額。2021年以來，湖南、山東、青海、山西、安徽等地共享儲能電站項目開發(fā)步伐逐漸加大，全國已備案的在役、在建、規(guī)劃項目總裝機規(guī)模已達(dá)1200萬千瓦，開啟了新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展新業(yè)態(tài)。從現(xiàn)有經(jīng)驗看，新能源配額租賃、調(diào)峰補償是當(dāng)前政策環(huán)境下共享儲能較為可行的盈利模式。相較于新能源自配儲能的分散式配置方式，共享儲能的投資主體靈活，由多方主體共同投資、建設(shè)和運營，發(fā)揮各自優(yōu)勢，將對儲能電站開發(fā)運營帶來多重利好，在一定程度上也促進了其開發(fā)和應(yīng)用。
市場機制有待完善
是制約新型儲能規(guī)?；l(fā)展的主要因素
當(dāng)前，我國電力市場建設(shè)尚處于初級階段，雖然新型儲能部分應(yīng)用場景已形成商業(yè)模式并具備經(jīng)濟性，但受制于儲能產(chǎn)業(yè)政策體系不完善、商業(yè)模式單一、投資回報機制不健全等問題，新型儲能產(chǎn)業(yè)尚未實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展。究其原因，主要在于市場機制不夠完善，電力市場和價格體系無法反映儲能價值。
在發(fā)電側(cè)，新型儲能的應(yīng)用場景主要有兩類。一類是在火電廠內(nèi)加裝新型儲能。利用儲能的快速調(diào)節(jié)性，改善火電的調(diào)頻性能，從而獲得更高的調(diào)頻輔助服務(wù)補償，最后實現(xiàn)儲能和火電廠的增加收益分成。在這種“火儲聯(lián)合調(diào)頻”的情況下，火電盈利能力較好，但由于調(diào)頻輔助服務(wù)費用僅在發(fā)電側(cè)內(nèi)部分?jǐn)?，尚未向用戶?cè)疏導(dǎo)，新型儲能獲得的收益相當(dāng)于發(fā)電側(cè)內(nèi)部的“零和游戲”，從長期看，發(fā)電企業(yè)投資儲能動力不足，盈利模式難以持續(xù)，需要研究建立適合新型儲能長期盈利的輔助服務(wù)市場機制。另一類是新能源配置新型儲能。由于我國大部分地區(qū)新能源未參與電力市場交易，山西、甘肅等地為例，新能源參與電力市場的地區(qū)市場機制還有待完善，新能源基本未承擔(dān)電力系統(tǒng)的系統(tǒng)性消納成本。新能源配置新型儲能可以減少棄風(fēng)、棄光，對新能源項目提升收益率有一定的積極作用，但總體來看，新能源企業(yè)投資建設(shè)儲能動力不足。國內(nèi)很多省份為壓實新能源企業(yè)承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)節(jié)責(zé)任，將新能源配置儲能作為項目核準(zhǔn)及接入的必備前置條件，且配置比例較高（10%～20%）。新能源場站強配儲能的初衷是希望提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進儲能應(yīng)用，但一些新能源企業(yè)在實際操作過程中選擇成本最小化的方案“一配了之”，儲能配套淪為擺設(shè)。一些地方“重建設(shè)輕調(diào)用”問題突出，儲能設(shè)施“調(diào)不好”“不調(diào)用”，導(dǎo)致其未能發(fā)揮應(yīng)有價值。
在電網(wǎng)側(cè)，新型儲能商業(yè)模式尚不成熟，仍處于探索階段。一種是由電網(wǎng)企業(yè)輔業(yè)單位投資建設(shè)，主業(yè)單位租賃運營。如湖南長沙儲能示范工程（榔梨、延農(nóng)和芙蓉三座儲能電站）由湖南綜合能源服務(wù)有限公司投資建設(shè)，湖南省電力公司租賃運營。主要以“電量電費+備用容量電費”兩部制電價模式經(jīng)營，同時采用“新能源配套儲能租賃服務(wù)+電力輔助服務(wù)”多元化商業(yè)模式。另一種是由電網(wǎng)企業(yè)輔業(yè)單位投資建設(shè)，通過合同能源管理模式運營。如江蘇鎮(zhèn)江儲能示范工程由江蘇綜合能源服務(wù)有限公司投資建設(shè)，與江蘇省電力公司簽訂合同能源管理協(xié)議，對節(jié)能效益、調(diào)峰效益按照約定比例進行分享。此外，根據(jù)國家發(fā)改委2019年修訂印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號），電網(wǎng)側(cè)儲能投資不能計入輸配電定價成本，在一定程度上影響了電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)儲能項目的積極性。部分地區(qū)儲能設(shè)施充放電都需向電網(wǎng)企業(yè)繳納過網(wǎng)費、容量電費、政府性基金等，造成“雙向收費”增加用戶負(fù)擔(dān)。國家發(fā)改委《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）提出研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收，為儲能成本疏導(dǎo)留下政策空間，但實施細(xì)則尚未出臺，導(dǎo)致政策無法真正落地。
在用戶側(cè)，新型儲能應(yīng)用所占比例和商業(yè)化程度最高，但相比歐美發(fā)達(dá)國家，還存在商業(yè)模式過于單一等問題，缺乏可持續(xù)發(fā)展的動力。國外用戶側(cè)儲能商業(yè)模式多樣，比如用戶側(cè)儲能可以虛擬電廠的身份參加電力市場交易，也可以將一個社區(qū)內(nèi)的可再生能源發(fā)電、用戶和儲能集合到一個平臺上，互相之間進行精確匹配。相比之下，目前我國用戶側(cè)儲能只能通過峰谷價差獲得收益，只有當(dāng)峰谷價差超過用戶側(cè)儲能項目度電成本，且充放電次數(shù)滿足技術(shù)經(jīng)濟性測算才具備盈利條件，這導(dǎo)致用戶側(cè)儲能商業(yè)模式單一，難以大規(guī)模推廣應(yīng)用。此外，歐美發(fā)達(dá)國家用戶側(cè)配置儲能的另一個主要原因是可以降低配網(wǎng)接入費，但我國配網(wǎng)接入費與配電費混合在一起，沒有單列（電網(wǎng)企業(yè)往往直接將接入工程納入到共用網(wǎng)絡(luò)里，通過輸配電價回收成本），也造成用戶側(cè)配置儲能的投資積極性不足。
加快電力市場建設(shè)
推動新型儲能獲得合理投資回報
新型儲能要規(guī)?；l(fā)展和應(yīng)用，離不開成熟的電力市場。在歐美等電力市場比較成熟的國家，市場機制是新型儲能獲得投資收益的長效保障。從長期看，新型儲能只有通過電力市場才能建立可持續(xù)的盈利模式，亟須加快電力體制改革，堅定不移地推進電力市場建設(shè)，推動新型儲能通過市場化機制獲得合理投資回報。在電力市場價格信號完全形成之前，需要研究過渡機制，促進新型儲能產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)有序發(fā)展。
加強新型儲能參與電力市場的頂層設(shè)計。從國際經(jīng)驗看，通過現(xiàn)貨市場價差套利和提供調(diào)頻輔助服務(wù)是新型儲能主要的盈利來源。必須加快我國電力現(xiàn)貨市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場建設(shè)，建立新型儲能實現(xiàn)合理收益的市場化長效機制。目前，新型儲能作為獨立市場主體參與電力現(xiàn)貨市場，在政策上已經(jīng)掃清障礙，關(guān)鍵在于強化政策的督導(dǎo)落實。在電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點地區(qū)，要加快修訂市場規(guī)則，允許新型儲能通過現(xiàn)貨市場不同時段價差等方式獲得收益，同時加快建設(shè)調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場，逐步推動輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)疏導(dǎo)。
加快推動新型儲能作為市場主體參與電力市場交易。完善電力市場規(guī)則，允許新型儲能作為市場主體注冊、交易，完善現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場交易系統(tǒng)，增加新型儲能或虛擬電廠（集成商）可申報的相關(guān)技術(shù)參數(shù)。研究制定新型儲能作為市場主體的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度運行需要，建立新型儲能電站的調(diào)度模型和控制技術(shù)。參考光伏、風(fēng)電等新能源場站接入方式，明確新型儲能電站接入電網(wǎng)的技術(shù)規(guī)范要求，簡化并網(wǎng)管理流程。
引導(dǎo)新型儲能在發(fā)電、電網(wǎng)、用戶側(cè)合理配置。根據(jù)新型儲能不同應(yīng)用場景的經(jīng)濟性和發(fā)展?jié)摿Γ贫ú町惢l(fā)展策略。在發(fā)電側(cè)鼓勵新能源場站以市場化方式配置儲能，支持在現(xiàn)貨市場試點地區(qū)發(fā)展“新能源場站+儲能”，提升新能源場站配置儲能的質(zhì)量，避免“劣幣驅(qū)逐良幣”。鼓勵火電廠按需加裝儲能裝置，改善調(diào)頻性能。電網(wǎng)側(cè)儲能將在市場機制完善過程中發(fā)揮重要作用，可通過競爭性招標(biāo)等方式配置一定比例的電網(wǎng)側(cè)儲能，隨著市場機制的完善，逐步降低電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模。將用戶側(cè)作為促進新型儲能發(fā)展的重點方向，通過市場價格信號引導(dǎo)激勵用戶主動參與電力系統(tǒng)需求響應(yīng)，改善系統(tǒng)負(fù)荷特性，提升電力系統(tǒng)運行效率。
建立促進用戶側(cè)儲能發(fā)展的電價機制。支持用戶側(cè)儲能資源參與電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)，建立與電力現(xiàn)貨市場相銜接的需求響應(yīng)價格機制，增加用戶側(cè)儲能的收益渠道。鼓勵用戶側(cè)儲能以虛擬電廠的形式參與電力市場，探索戶用儲能、分布式光伏儲能等靈活多樣的應(yīng)用模式。將配網(wǎng)接入費從輸配電費中拆分出來，明確每個用戶的配網(wǎng)接入費由該用戶自行承擔(dān)，不在用戶之間形成接入系統(tǒng)費用的交叉補貼。鼓勵用戶采用儲能技術(shù)減少接入電力系統(tǒng)的增容投資，發(fā)揮儲能在減少配電網(wǎng)投資上的積極作用。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年05期，作者單位：中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司改革發(fā)展研究中心
