文_李平文 劉建明 史 岳 王江波

“碳達(dá)峰、碳中和”愿景下的高比例新能源接入將進一步加劇電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行與電力供應(yīng)波動性的矛盾，迫切需要完善儲能市場化運營機制，推動儲能技術(shù)在促進新能源消納、提高電力系統(tǒng)靈活性、提升電網(wǎng)運行效率等場景中發(fā)揮關(guān)鍵作用。

近年來，經(jīng)濟發(fā)展增速轉(zhuǎn)段換擋，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整不斷加快，電力需求呈現(xiàn)低壓化、分散化特點，電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中的間歇性能源占比快速增長，電力系統(tǒng)供需側(cè)耦合難度不斷增大?！疤歼_(dá)峰、碳中和”愿景下（“30·60”目標(biāo)）的高比例新能源接入將進一步加劇電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行與電力供應(yīng)波動性的矛盾，迫切需要完善儲能市場化運營機制，推動儲能技術(shù)在促進新能源消納、提高電力系統(tǒng)靈活性、提升電網(wǎng)運行效率等場景中發(fā)揮關(guān)鍵作用。

儲能發(fā)展現(xiàn)狀

儲能是國家戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，具有快速響應(yīng)、雙向調(diào)節(jié)、環(huán)境適應(yīng)性強、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，可以改變電能發(fā)—輸—配—用實時完成的特點，從時間上、空間上增加電能利用靈活性，是構(gòu)建能源互聯(lián)網(wǎng)的關(guān)鍵技術(shù)。儲能裝置可以平抑波動，彌補可再生能源發(fā)電隨機性、波動性和間歇性等缺點；可以削峰填谷，在負(fù)荷低谷時儲能、在負(fù)荷高峰時發(fā)電，降低峰谷差，提高電力系統(tǒng)運行效率；部分儲能電站還可提供輔助服務(wù)，如抽水蓄能電站可以提供黑啟動、無功補償?shù)?，支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

現(xiàn)階段，具有應(yīng)用潛力的儲能技術(shù)包括機械儲能（如抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（如超導(dǎo)儲能、超級電容器等）和電化學(xué)儲能（如液流、鈉硫電池等）。從各類儲能技術(shù)特性來看，抽水蓄能是實現(xiàn)大功率、大容量電能儲存的較為理想方式，但建設(shè)周期長、對場址要求高；電化學(xué)儲能是目前最受關(guān)注、最具潛力的儲能路線。

儲能發(fā)展存在的主要問題

成本和安全仍是儲能發(fā)展必須面對的兩大問題。在電力供應(yīng)整體寬裕、間歇性電源占比不高的現(xiàn)階段，常規(guī)發(fā)電機組提供的輔助服務(wù)基本能夠滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，電力系統(tǒng)對建設(shè)儲能的需求不是很迫切，且居高不下的建設(shè)成本也使得儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展不具有競爭優(yōu)勢。

總體來看，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要問題集中于如何解決儲能的商業(yè)價值創(chuàng)造和市場化運營機制來支持其發(fā)展。主要有三個方面：一是儲能獨立參與輔助服務(wù)的市場機制尚需完善。目前，山西、福建、甘肅、廣東、江蘇等省份已出臺電儲能參與輔助服務(wù)的規(guī)則，但相關(guān)補償能否彌補成本仍需進一步驗證。二是電網(wǎng)側(cè)儲能成本如何疏導(dǎo)尚未明確。輸配電價改革辦法明確電儲能設(shè)施的成本費用不得計入輸配電定價成本，制約了電網(wǎng)投資儲能的積極性。三是用戶側(cè)儲能盈利空間不足。用戶側(cè)儲能盈利模式比較清晰，業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為0.7元/千瓦時的峰谷價差是盈利的門檻，但多數(shù)省份價差低于此門檻。

儲能可行運行模式分析

從世界范圍看，儲能技術(shù)應(yīng)用大都處于探索階段，且按照投資主體主要分為三種情形：一是發(fā)電企業(yè)投資，作為電源使用。二是電網(wǎng)企業(yè)投資，作為供電設(shè)施使用，主要考慮因環(huán)保、土地等原因無法取得新項目核準(zhǔn)，或者尖峰負(fù)荷持續(xù)時間很短，擴建輸電工程不劃算。三是用戶投資，主要是利用分時電價政策，減少電費支出。

電源側(cè)儲能主要提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)，促進可再生能源消納。商業(yè)模式主要采用合同能源管理：一是新能源電站減少棄電帶來的收入，對于上網(wǎng)電價較高且存在棄電的新能源項目有一定吸引力；二是通過集中競價進行輔助服務(wù)交易，調(diào)峰補償費用由核電、可再生能源等非調(diào)峰機組分?jǐn)?；三是通過調(diào)頻輔助服務(wù)獲得補償或減少考核罰款，儲能運營商與發(fā)電企業(yè)按照比例分享調(diào)頻收益。遠(yuǎn)期，發(fā)電側(cè)儲能可通過現(xiàn)貨市場峰谷價差空間獲利。

電網(wǎng)側(cè)儲能包括集中式和分散式。集中式主要指抽水蓄能，分散式主要指電化學(xué)儲能。商業(yè)模式主要有三種：一是電網(wǎng)企業(yè)自建儲能或租賃使用，爭取價格主管部門同意計入有效資產(chǎn)或準(zhǔn)許成本，通過輸配電價回收；二是合同能源管理方式。儲能設(shè)施為電網(wǎng)提供無功補償、主變節(jié)能、線路降損等服務(wù)，由第三方對節(jié)能效益進行評估，電網(wǎng)與儲能運營商按比例分享；三是電網(wǎng)側(cè)儲能通過參與市場交易，低谷多購電、高峰多發(fā)電，利用峰谷價差獲得收益。

用戶側(cè)儲能是指安裝在終端用戶的電化學(xué)儲能設(shè)施，主要用于為工商業(yè)園區(qū)等用戶提供峰谷調(diào)節(jié)、減少峰值容量，以及為微電網(wǎng)提供備用電源、提高電能質(zhì)量。商業(yè)模式主要有兩種：一是峰谷價差收益，現(xiàn)階段，峰谷度電價差高于0.7元，且負(fù)荷曲線平滑、搭配儲能能夠較好完成日內(nèi)平衡的用戶，儲能設(shè)施具有盈利空間；二是增值服務(wù)收益，通過降低基本電費、高可靠供電費用所節(jié)約的空間，彌補儲能設(shè)施的投資與收益。

促進儲能產(chǎn)業(yè)有序發(fā)展的建議

從儲能技術(shù)應(yīng)用看，儲能發(fā)展對電力系統(tǒng)發(fā)—輸—配—用各環(huán)節(jié)具有全方位的影響。從儲能運營模式看，發(fā)電側(cè)輔助服務(wù)市場尚處于起步階段，電網(wǎng)側(cè)投資回收方式有待明確，用戶側(cè)儲能投資普遍以挖掘電網(wǎng)效益空間為盈利點，亟須規(guī)范。

隨著市場化改革的深入推進，需要立足儲能在發(fā)—輸—配—用各環(huán)節(jié)的功能定位和應(yīng)用場景，著眼于“提升電力系統(tǒng)運行效率、不增加終端用戶成本負(fù)擔(dān)、促進市場主體公平競爭、引導(dǎo)儲能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展”四大核心要素，弱化行政命令政策效應(yīng)，研究運用市場化手段，探索高效配置資源、可靠可行的儲能定價機制和落地策略，在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)推動儲能價格計算和結(jié)算有效進行。

一是完善市場化機制，保障儲能投資效益。還原儲能商品屬性，研究成本疏導(dǎo)機制。從國家層面，在容量電價、優(yōu)化峰谷價差、輔助服務(wù)定價、電力現(xiàn)貨市場建設(shè)等方面出臺政策，探索“容量電費+峰谷價差”“調(diào)頻和故障緊急支撐服務(wù)補償”“共享儲能”等商業(yè)模式，通過市場化方式回收儲能投資收益。

二是加快推進電力市場建設(shè)，促進儲能成本合理傳導(dǎo)。逐步推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，通過市場競價形成發(fā)用電價格，準(zhǔn)確反映電能供求關(guān)系，利用高峰、低谷時段市場價差補償儲能運營成本。電力現(xiàn)貨市場建立前，價格主管部門應(yīng)適時健全上網(wǎng)側(cè)峰谷分時電價，為儲能參與電力系統(tǒng)調(diào)峰和需求側(cè)管理營造良好政策環(huán)境。

三是密切跟蹤儲能技術(shù)發(fā)展，促進抽水蓄能健康發(fā)展。對于存量電站，價格主管部門應(yīng)及時核定兩部制電價，積極疏導(dǎo)電價矛盾。對于增量電站，相關(guān)主體應(yīng)科學(xué)規(guī)劃，推動抽水蓄能與核電、可再生能源發(fā)電聯(lián)營等市場化方式回收投資。

四是立足電網(wǎng)側(cè)儲能定位，納入輸配電價回收。科學(xué)評估儲能對輸配電設(shè)施的替代作用，以及電網(wǎng)側(cè)儲能集中調(diào)控有利于發(fā)揮“源—網(wǎng)—荷—儲”協(xié)調(diào)作用等特點，將電網(wǎng)側(cè)儲能納入輸配電價回收，提高電網(wǎng)投資儲能的積極性。

五是創(chuàng)新運營機制，引導(dǎo)建立“新能源+儲能”“用戶+儲能”等發(fā)展模式。推動新能源廠站配置一定比例儲能，引導(dǎo)建立“新能源+儲能”發(fā)展新模式，促進新能源消納。同時，鼓勵居民、工商業(yè)等用戶參與儲能建設(shè)，通過峰谷價差、參與需求響應(yīng)等方式實現(xiàn)共贏。