中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：“雙碳”目標(biāo)下，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)是必然趨勢(shì)，也是一項(xiàng)長(zhǎng)期的任務(wù)。近年來，我國(guó)把促進(jìn)新能源和清潔能源發(fā)展放在更加突出的位置，今年3月，我國(guó)非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量首次超過50%。儲(chǔ)能作為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對(duì)改善新能源電源的系統(tǒng)友好性、改善負(fù)荷需求特性、推動(dòng)新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展具有關(guān)鍵作用。根據(jù)2023年3月國(guó)家電化學(xué)儲(chǔ)能電站安全監(jiān)測(cè)信息平臺(tái)發(fā)布的《2022年度電化學(xué)儲(chǔ)能電站行業(yè)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)》（以下簡(jiǎn)稱“中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)”，注1）報(bào)告顯示，2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行4.15小時(shí)、年平均運(yùn)行1516小時(shí)）、平均利用系數(shù)為0.09（相當(dāng)于平均每天利用2.27小時(shí)、年平均利用829小時(shí)），電化學(xué)儲(chǔ)能電站發(fā)展呈現(xiàn)出蓄勢(shì)待發(fā)的態(tài)勢(shì)。受政策和市場(chǎng)化機(jī)制的影響，截至2022 年底，我國(guó)電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能累計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為48.40%、38.72%、12.88%，不同應(yīng)用場(chǎng)景的電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展差異較大。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能
具有相對(duì)清晰的商業(yè)模式
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能通常是指服務(wù)電力系統(tǒng)運(yùn)行，以協(xié)助電力調(diào)度機(jī)構(gòu)向電網(wǎng)提供電力輔助服務(wù)、延緩或替代輸變電設(shè)施升級(jí)改造等為主要目的建設(shè)的儲(chǔ)能電站。中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能在建55座、裝機(jī)4.08吉瓦/7.52吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)78座、裝機(jī)2.44吉瓦/5.43吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)165.87%。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要的應(yīng)用場(chǎng)景包括獨(dú)立儲(chǔ)能（包括共享儲(chǔ)能等）、替代型儲(chǔ)能（包括變電站、移動(dòng)電源車等），其中獨(dú)立儲(chǔ)能累計(jì)投運(yùn)總能量，在電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站累計(jì)投運(yùn)總能量中占比接近90%，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用主要場(chǎng)景對(duì)比詳見表1。
獨(dú)立儲(chǔ)能
截至2022年底，獨(dú)立儲(chǔ)能在建48座、裝機(jī)3.82吉瓦/ 7.19吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)64座、裝機(jī)2.10吉瓦/4.86吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)159.13%。受政策影響各地區(qū)裝機(jī)差異較為明顯，山東、湖南、寧夏、青海、河北的獨(dú)立儲(chǔ)能裝機(jī)較高，累計(jì)總能量占獨(dú)立儲(chǔ)能總能量的74.29%。2022年，獨(dú)立儲(chǔ)能平均運(yùn)行系數(shù)0.13（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行3.03小時(shí)、年平均運(yùn)行1106小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.07（相當(dāng)于平均每天利用1.61小時(shí)、年平均利用586小時(shí)），略低于電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平（2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
政策利好獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展。一是鼓勵(lì)發(fā)展獨(dú)立儲(chǔ)能。全國(guó)有約20個(gè)省份出臺(tái)了支持獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展的相關(guān)政策，部分省份通過規(guī)劃建設(shè)獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目、鼓勵(lì)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能等政策支持獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展。二是鼓勵(lì)新能源共享租賃。山東、河南、貴州、寧夏、廣西、新疆等地對(duì)于新能源企業(yè)租賃儲(chǔ)能容量視為配建容量，容量租賃指導(dǎo)價(jià)格在160～300元/千瓦·年之間，其中廣西明確已通過容量租賃模式配置儲(chǔ)能的市場(chǎng)化并網(wǎng)新能源項(xiàng)目，暫不參與調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偂Ｈ枪膭?lì)參與電力現(xiàn)貨交易。山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個(gè)省份明確了獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的規(guī)則細(xì)則。四是鼓勵(lì)參與輔助服務(wù)市場(chǎng)。全國(guó)有約20個(gè)省份明確了儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)規(guī)則，主要交易品種調(diào)峰、調(diào)頻。五是給予儲(chǔ)能補(bǔ)貼支持。江蘇、山西、河南、廣東等10余個(gè)地區(qū)出臺(tái)了補(bǔ)貼支持政策，補(bǔ)貼方式包括放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼、投資補(bǔ)貼等。
替代型儲(chǔ)能
截至2022年底，替代型儲(chǔ)能在建7座、裝機(jī)0.26吉瓦/0.33吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)14座、裝機(jī)0.33吉瓦/0.58吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)239.64%。2022年，替代型儲(chǔ)能平均運(yùn)行系數(shù)0.15（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行3.61小時(shí)、年平均運(yùn)行1318.5小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.14（相當(dāng)于平均每天利用3.37小時(shí)、年平均利用1232小時(shí)），運(yùn)行情況優(yōu)于電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平。
鼓勵(lì)在關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)建設(shè)替代型儲(chǔ)能設(shè)施。國(guó)家及地方相繼出臺(tái)了鼓勵(lì)政策，提出在關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)、電網(wǎng)末端及偏遠(yuǎn)地區(qū)等布局新型儲(chǔ)能，發(fā)揮儲(chǔ)能應(yīng)急備用技術(shù)優(yōu)勢(shì)，探索將電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收等。目前已有約20個(gè)省份出臺(tái)了支持政策。
發(fā)展趨勢(shì)
隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)逐步加快，受極端天氣的影響以及新能源裝機(jī)比例逐漸增高，考慮電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行實(shí)際需要，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能以其電網(wǎng)互動(dòng)友好性以及相對(duì)清晰的商業(yè)模式，政策及市場(chǎng)關(guān)注度較高。從技術(shù)上考慮適宜建設(shè)大型電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的空間有限，結(jié)合區(qū)域內(nèi)市場(chǎng)化機(jī)制，新能源、電網(wǎng)及負(fù)荷特點(diǎn)可以大致推算出適合建設(shè)的位置，優(yōu)質(zhì)資源區(qū)企業(yè)投資積極性較強(qiáng)。但與此同時(shí)也應(yīng)注意到電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展仍存在投資回收機(jī)制有待進(jìn)一步健全等問題。一是共享儲(chǔ)能全面落地尚需時(shí)間。共享儲(chǔ)能通過模式創(chuàng)新，為儲(chǔ)能降本增收提供了思路，但目前各地項(xiàng)目規(guī)劃較多，實(shí)際投運(yùn)較少，實(shí)際租賃情況、輔助服務(wù)調(diào)用情況等需要進(jìn)一步明確保障機(jī)制，在獲得穩(wěn)定收入方面還存在風(fēng)險(xiǎn)。二是儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)還處于初步探索階段。目前只有山東12個(gè)電站開展了相關(guān)實(shí)踐，其規(guī)?；l(fā)展還依賴各地市場(chǎng)機(jī)制的完善及相關(guān)技術(shù)的進(jìn)步。三是輔助服務(wù)收益無法達(dá)到預(yù)期值。目前電力輔助服務(wù)費(fèi)還只能在發(fā)電電源間實(shí)行零和博弈，成本難以有效疏導(dǎo)至電力用戶，同時(shí)調(diào)峰等輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格普遍不高，獨(dú)立儲(chǔ)能收益難以保障。四是電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能界定不明。目前電網(wǎng)側(cè)替代性儲(chǔ)能電價(jià)政策尚處于研究探索階段，儲(chǔ)能成本納入輸配電成本缺乏核定標(biāo)準(zhǔn)。以上這些因素在一定范圍內(nèi)影響了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的實(shí)際應(yīng)用和企業(yè)投資的積極性。
電源側(cè)儲(chǔ)能盈利模式較為單一
電源側(cè)儲(chǔ)能通常是指與常規(guī)電廠、風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站等電源廠站相連接，以平滑新能源功率曲線、促進(jìn)新能源消納、提升火電機(jī)組涉網(wǎng)性能等為目的建設(shè)的儲(chǔ)能電站。中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022 年底，電源側(cè)儲(chǔ)能在建211座、裝機(jī)7.50吉瓦/21.27吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)263座、裝機(jī)3.97吉瓦/ 6.80吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)131.81%。電源側(cè)儲(chǔ)能常見的應(yīng)用場(chǎng)景包括新能源配儲(chǔ)、火電配儲(chǔ)等，其中新能源配儲(chǔ)電站累計(jì)投運(yùn)總能量占電源側(cè)比例超過80%，電源側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用主要場(chǎng)景對(duì)比詳見表2。
新能源配儲(chǔ)
截至2022年底，新能源配儲(chǔ)在建193座、裝機(jī)6.92吉瓦/20.19吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)207座、裝機(jī)2.82吉瓦/5.50吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)150.15%。受新能源配儲(chǔ)政策要求影響，各地裝機(jī)差異較大，山東、內(nèi)蒙古、西藏、新疆、青海等省份新能源配儲(chǔ)裝機(jī)較高。2022年，新能源配儲(chǔ)平均運(yùn)行系數(shù)0.06（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行1.44小時(shí)、年平均運(yùn)行525小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.03（相當(dāng)于平均每天利用0.77小時(shí)、年平均利用283小時(shí)），新能源配儲(chǔ)運(yùn)行情況遠(yuǎn)低于電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平（2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
受新能源配儲(chǔ)政策影響，新能源配儲(chǔ)裝機(jī)比例持續(xù)提高。一是鼓勵(lì)或強(qiáng)制新能源配儲(chǔ)。自2021年以來，全國(guó)27個(gè)省份發(fā)布了新能源配儲(chǔ)政策，其中22個(gè)省份明確新能源配置儲(chǔ)能比例，整體的比例要求在5%~30%之間、儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)要求在1~4小時(shí)之間。二是給予儲(chǔ)能補(bǔ)貼支持。浙江、青海、四川、重慶等11個(gè)省份發(fā)布了新能源配儲(chǔ)補(bǔ)貼政策，補(bǔ)貼方式與獨(dú)立儲(chǔ)能類似，主要包括放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼、投資補(bǔ)貼。三是鼓勵(lì)參與輔助服務(wù)市場(chǎng)?！蛾P(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號(hào)）提出，新能源場(chǎng)站配建的儲(chǔ)能項(xiàng)目，在完成站內(nèi)計(jì)量、控制等相關(guān)系統(tǒng)改造并符合相關(guān)技術(shù)要求情況下，與所屬新能源場(chǎng)站合并視為一個(gè)整體，按照相關(guān)規(guī)則參與電力輔助服務(wù)。當(dāng)前安徽、貴州、河南等12個(gè)省份發(fā)布了電源側(cè)儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的政策，交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。
火電配儲(chǔ)
截至2022年底，火儲(chǔ)在建8座、裝機(jī)0.23吉瓦/0.38吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)49座、裝機(jī)0.77吉瓦/0.64吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)23.20%。廣東、山東、江蘇、山西等省份火電配儲(chǔ)裝機(jī)較高，占總能量的88.87%。2022年，平均運(yùn)行系數(shù)0.33(相當(dāng)于平均每天運(yùn)行8.04小時(shí)、年平均運(yùn)行2933小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.14(相當(dāng)于平均每天利用3.34小時(shí)、年平均利用1217小時(shí)），火電配儲(chǔ)運(yùn)行情況優(yōu)于電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平（2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
鼓勵(lì)火電配儲(chǔ)參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)。國(guó)家能源局此前公布的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》與《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》等文件，為火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)項(xiàng)目確立了補(bǔ)償機(jī)制。目前山東、河南、甘肅、湖北等12個(gè)省份發(fā)布了關(guān)于火電機(jī)組參與輔助服務(wù)的政策，鼓勵(lì)參與調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)。
發(fā)展趨勢(shì)
目前新能源配儲(chǔ)發(fā)展多受政策驅(qū)動(dòng)，火儲(chǔ)調(diào)頻收益模式受外部環(huán)境影響較大。一是新能源配置儲(chǔ)能作用未能充分發(fā)揮。多地采取“一刀切”式的配置標(biāo)準(zhǔn)，未出臺(tái)配套的具體使用和考核辦法，儲(chǔ)能與新能源尚未實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行，儲(chǔ)能的實(shí)際作用難以充分發(fā)揮。二是盈利模式較為單一。新能源配儲(chǔ)還沒有成熟的收益模式，火電調(diào)頻主要以AGC為主，雖然調(diào)頻市場(chǎng)補(bǔ)償價(jià)格較高，但調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)空間較小，火電裝機(jī)增長(zhǎng)空間有限，大量靈活性資源涌入調(diào)頻市場(chǎng)將對(duì)調(diào)頻價(jià)格造成較大沖擊，將加劇市場(chǎng)價(jià)格的波動(dòng)和不確定性。
用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)
用戶側(cè)儲(chǔ)能通常是指在不同的用戶用電場(chǎng)景下，根據(jù)用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設(shè)的儲(chǔ)能電站。截至2022年底，用戶側(cè)儲(chǔ)能在建34座、裝機(jī)0.12吉瓦/0.23吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)131座，裝機(jī)0.48吉瓦/1.81吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)49.00%。（文末注2）用戶側(cè)儲(chǔ)能主要的應(yīng)用場(chǎng)景包括工商業(yè)配儲(chǔ)（包括產(chǎn)業(yè)園等）、備用電源（包括海島、校園、醫(yī)院等），其中工商業(yè)、備用電源累計(jì)投運(yùn)總能量，在用戶側(cè)儲(chǔ)能電站累計(jì)投運(yùn)總能量中占比分別為49.61%、48.06%，用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用主要場(chǎng)景對(duì)比詳見表3。
工商業(yè)配儲(chǔ)
截至2022年底，工商業(yè)配儲(chǔ)電站在建30座、裝機(jī)0.11吉瓦/0.20吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)81座、裝機(jī)0.28吉瓦/0.90吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)136.79%。峰谷電價(jià)差是工商業(yè)配儲(chǔ)的主要盈利模式，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，峰谷價(jià)差較大的江蘇、浙江、廣東、安徽工商業(yè)配儲(chǔ)裝機(jī)較高，占工商業(yè)配儲(chǔ)總能量的 92.33%。2022年，工商業(yè)配儲(chǔ)平均運(yùn)行系數(shù)0.49（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行11.78小時(shí)、年平均運(yùn)行4297小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.31（相當(dāng)于平均每天利用7.28小時(shí)、年平均利用2658小時(shí)），工商業(yè)配儲(chǔ)運(yùn)行情況優(yōu)于電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平（2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
國(guó)家及地方層面密集發(fā)布了分時(shí)電價(jià)、儲(chǔ)能補(bǔ)貼、需求響應(yīng)、儲(chǔ)能交易等一系列政策，鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能多元發(fā)展。一是分時(shí)電價(jià)逐步擴(kuò)大。各地峰谷電價(jià)差的不斷增大，參照2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價(jià)格，最大峰谷價(jià)差超過0.7元/千瓦時(shí)的省份有17個(gè)（目前電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本約為0.6~0.7元/千瓦時(shí)，當(dāng)峰谷電價(jià)差超過度電成本時(shí)工商業(yè)儲(chǔ)能投資才可實(shí)現(xiàn)盈利），部分省份設(shè)置兩個(gè)高峰時(shí)段，越來越多省份的工商業(yè)儲(chǔ)能具備了經(jīng)濟(jì)性。二是各地陸續(xù)出臺(tái)補(bǔ)貼支持政策。包括江蘇、浙江、山西、四川等省份在內(nèi)的超10個(gè)地區(qū)發(fā)布了針對(duì)工商業(yè)用戶側(cè)儲(chǔ)能的補(bǔ)貼政策。補(bǔ)貼方式與電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能場(chǎng)景類似。三是鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)。已有廣東、重慶、云南等10余省份明確或鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能作為響應(yīng)主體參與需求響應(yīng)，主要響應(yīng)方式為削峰填谷，按照響應(yīng)主體容量或有效響應(yīng)電量進(jìn)行補(bǔ)償，不同省份補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)差異較大。四是鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)。國(guó)家發(fā)布政策鼓勵(lì)支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場(chǎng)。目前，包括華北電網(wǎng)轄區(qū)和安徽、福建等在內(nèi)的10余個(gè)地區(qū)或省份，在其輔助服務(wù)相關(guān)政策中明確或鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能可以參與調(diào)峰交易，調(diào)峰服務(wù)價(jià)格在0.1元/千瓦時(shí)~1元/千瓦時(shí)之間。
備用電源
截至2022年底，備用電源在建4座、裝機(jī)0.01吉瓦/ 0.03吉瓦時(shí)，累計(jì)投運(yùn)41座、裝機(jī)0.18吉瓦/0.87吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)7.59%。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，江蘇、廣東等省份備用電源裝機(jī)較高，占備用電源總能量的 97.61%。2022年，備用電源平均運(yùn)行系數(shù)0.19（相當(dāng)于平均每天運(yùn)行4.45小時(shí)、年平均運(yùn)行1626小時(shí)）、平均利用系數(shù)0.10（相當(dāng)于平均每天利用2.32小時(shí)、年平均利用848小時(shí)），備用電源運(yùn)行情況與電化學(xué)儲(chǔ)能平均水平基本一致（2022年電化學(xué)儲(chǔ)能電站平均運(yùn)行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。
“十四五”初期，我國(guó)局地發(fā)生數(shù)次缺電。2021年因?yàn)槊禾績(jī)r(jià)格上漲、能耗雙控等原因，超過20個(gè)省份實(shí)施有序用電。2022年受極端高溫天氣、水電出力驟減等影響，結(jié)合經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇工商業(yè)電力消費(fèi)持續(xù)增長(zhǎng)等因素，超過20個(gè)省份實(shí)施了有序用電。部分工商業(yè)用戶出現(xiàn)用電短缺問題，用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)作為備用電源的部署需求逐漸顯現(xiàn)。
發(fā)展趨勢(shì)
隨著我國(guó)電力市場(chǎng)化改革的持續(xù)推進(jìn)，工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性正在逐步顯現(xiàn)，考慮到工商業(yè)用戶逐步進(jìn)入電力市場(chǎng)帶來的高耗能用電成本的上升，以及第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶的用電量占比不斷提升，未來峰谷電價(jià)差有望進(jìn)一步拉大或維持高位，這也預(yù)示著用戶側(cè)儲(chǔ)能擁有著較大的發(fā)展?jié)摿Α４送?，各地限電政策的出臺(tái)，也將刺激工商業(yè)用戶的電化學(xué)儲(chǔ)能配置需求。用戶側(cè)儲(chǔ)能雖然擁有較為廣闊的發(fā)展前景，但對(duì)于工商業(yè)配儲(chǔ)、備用電源的發(fā)展，在未來還將面臨著一些實(shí)際性的挑戰(zhàn)。一是商業(yè)模式較為單一。峰谷套利是目前用戶側(cè)儲(chǔ)能最主要的盈利方式，但是覆蓋范圍還主要局限在峰谷差價(jià)比較大的省份，部分地方政府雖然有補(bǔ)貼，但是補(bǔ)貼核算存在困難，且隨著儲(chǔ)能規(guī)模的擴(kuò)大，補(bǔ)貼難以持續(xù)。二是市場(chǎng)化機(jī)制不健全。用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)準(zhǔn)入要求、參與方式、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)等相關(guān)機(jī)制尚不健全，參與積極性普遍不高。三是儲(chǔ)能安全管理有待加強(qiáng)。由于用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目通常單體規(guī)模較小，安裝環(huán)境復(fù)雜，加之相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)尚不健全，對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能安全管理帶來更高的挑戰(zhàn)。
電化學(xué)儲(chǔ)能高質(zhì)量發(fā)展的
有關(guān)建議
一是因地制宜配置儲(chǔ)能規(guī)模。結(jié)合當(dāng)?shù)匦履茉聪{、資源特性、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷特性、電網(wǎng)安全、電源結(jié)構(gòu)等因素，由地方政府和電網(wǎng)公司牽頭，滾動(dòng)確定并發(fā)布各區(qū)域的儲(chǔ)能規(guī)模和比例，科學(xué)確定新能源配置儲(chǔ)能的合理比例，有序引導(dǎo)共享儲(chǔ)能建設(shè)節(jié)奏，對(duì)于電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能，建議在電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃中予以明確。
二是構(gòu)建長(zhǎng)效成本疏導(dǎo)及市場(chǎng)機(jī)制。建立保障電化學(xué)儲(chǔ)能盈利的長(zhǎng)效機(jī)制，完善電能量市場(chǎng)機(jī)制，明確儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)交易規(guī)則，加大有償調(diào)峰補(bǔ)償力度，豐富交易品種，不斷完善輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)。研究建立儲(chǔ)能成本以電力輔助服務(wù)費(fèi)、輸配電價(jià)等形式向電力用戶疏導(dǎo)的機(jī)制，規(guī)劃出臺(tái)容量電價(jià)機(jī)制。健全尖峰電價(jià)機(jī)制，適度拉大峰谷價(jià)差，通過價(jià)格信號(hào)激勵(lì)市場(chǎng)主體自發(fā)配置儲(chǔ)能資源。
三是健全全流程安全管理機(jī)制。規(guī)范儲(chǔ)能電站全過程安全管理，不斷加強(qiáng)儲(chǔ)能安全技術(shù)攻關(guān)，完善基于儲(chǔ)能項(xiàng)目技術(shù)升級(jí)和安全性的檢測(cè)認(rèn)證和監(jiān)督體系，建設(shè)并運(yùn)營(yíng)好電化學(xué)儲(chǔ)能電站安全監(jiān)測(cè)信息平臺(tái)，加強(qiáng)儲(chǔ)能專業(yè)人才的培養(yǎng)，推動(dòng)安全管理人員持證上崗。
四是持續(xù)完善儲(chǔ)能相關(guān)政策規(guī)范。結(jié)合國(guó)家政策，結(jié)合行業(yè)需求，研究完善電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的相關(guān)政策及規(guī)范，并為政府、企業(yè)和相關(guān)機(jī)構(gòu)提供政策解讀服務(wù)，推動(dòng)新能源配儲(chǔ)在實(shí)際應(yīng)用中發(fā)揮更大的作用。
（注1：數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)范圍：國(guó)家電化學(xué)儲(chǔ)能電站安全監(jiān)測(cè)信息平臺(tái)收集的全國(guó)電力安委會(huì)19家企業(yè)成員單位500千瓦/500千瓦時(shí)以上電化學(xué)儲(chǔ)能電站數(shù)據(jù)。
注2：因統(tǒng)計(jì)范圍僅為全國(guó)電力安全生產(chǎn)委員會(huì)19家企業(yè)成員單位，用戶側(cè)儲(chǔ)能統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)有限。）
本文刊載于《中國(guó)電力企業(yè)管理》2023年07期，作者單位：中電聯(lián)電動(dòng)交通與儲(chǔ)能分會(huì)
