文_李平文 劉建明 史 岳 王江波

“碳達峰、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)揮關鍵作用。

近年來，經(jīng)濟發(fā)展增速轉(zhuǎn)段換擋，產(chǎn)業(yè)結構調(diào)整不斷加快，電力需求呈現(xiàn)低壓化、分散化特點，電力供應結構中的間歇性能源占比快速增長，電力系統(tǒng)供需側耦合難度不斷增大。“碳達峰、碳中和”愿景下（“30·60”目標）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、雙向調(diào)節(jié)、環(huán)境適應性強、建設周期短等優(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，是構建能源互聯(lián)網(wǎng)的關鍵技術。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，在負荷低谷時儲能、在負荷高峰時發(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，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，具有應用潛力的儲能技術包括機械儲能（如抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（如超導儲能、超級電容器等）和電化學儲能（如液流、鈉硫電池等）。從各類儲能技術特性來看，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，但建設周期長、對場址要求高；電化學儲能是目前最受關注、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)對建設儲能的需求不是很迫切，且居高不下的建設成本也使得儲能產(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的規(guī)則，但相關補償能否彌補成本仍需進一步驗證。二是電網(wǎng)側儲能成本如何疏導尚未明確。輸配電價改革辦法明確電儲能設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。三是用戶側儲能盈利空間不足。用戶側儲能盈利模式比較清晰，業(yè)內(nèi)普遍認為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，儲能技術應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，或者尖峰負荷持續(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。

電源側儲能主要提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務，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)峰機組分攤；三是通過調(diào)頻輔助服務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。遠期，發(fā)電側儲能可通過現(xiàn)貨市場峰谷價差空間獲利。

電網(wǎng)側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)或準許成本，通過輸配電價回收；二是合同能源管理方式。儲能設施為電網(wǎng)提供無功補償、主變節(jié)能、線路降損等服務，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。

用戶側儲能是指安裝在終端用戶的電化學儲能設施，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，儲能設施具有盈利空間；二是增值服務收益，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

從儲能技術應用看，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)電側輔助服務市場尚處于起步階段，電網(wǎng)側投資回收方式有待明確，用戶側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擔、促進市場主體公平競爭、引導儲能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展”四大核心要素，弱化行政命令政策效應，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、電網(wǎng)側、用戶側推動儲能價格計算和結算有效進行。

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，研究成本疏導機制。從國家層面，在容量電價、優(yōu)化峰谷價差、輔助服務定價、電力現(xiàn)貨市場建設等方面出臺政策，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，促進儲能成本合理傳導。逐步推進電力現(xiàn)貨市場建設，通過市場競價形成發(fā)用電價格，準確反映電能供求關系，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，價格主管部門應適時健全上網(wǎng)側峰谷分時電價，為儲能參與電力系統(tǒng)調(diào)峰和需求側管理營造良好政策環(huán)境。

三是密切跟蹤儲能技術發(fā)展，促進抽水蓄能健康發(fā)展。對于存量電站，價格主管部門應及時核定兩部制電價，積極疏導電價矛盾。對于增量電站，相關主體應科學規(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)側儲能定位，納入輸配電價回收。科學評估儲能對輸配電設施的替代作用，以及電網(wǎng)側儲能集中調(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，通過峰谷價差、參與需求響應等方式實現(xiàn)共贏。