文婷，陳雷，曾鵬驍，劉云

（中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司, 廣東 廣州 510663）

0 引 言

2022 年9 月22 日，習(xí)近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會(huì)一般性辯論上提出“中國將提高國家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030 年前達(dá)到峰值，努力爭取2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和?！?021 年3 月15 日，習(xí)近平總書記在中央財(cái)經(jīng)委員會(huì)第九次會(huì)議上，首次提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

為推動(dòng)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)如期實(shí)現(xiàn)，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，廣東中長期將加快發(fā)展非化石能源，提升核電、可再生能源（海上風(fēng)電、太陽能發(fā)電）等比例，這將使得電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻方面所面臨的挑戰(zhàn)將越來越嚴(yán)峻。因其波動(dòng)性、難以準(zhǔn)確預(yù)期性和不完全能控性等特性，大規(guī)?？稍偕茉吹慕尤虢o電力系統(tǒng)調(diào)頻帶來更大壓力。海上風(fēng)電具有反調(diào)峰特性，核電基本無調(diào)峰能力。隨著這些電源的占比逐步提升，同時(shí)電力負(fù)荷峰谷差持續(xù)增大，廣東電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力也越來越大。

新型儲(chǔ)能是提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的重要手段之一，可提升系統(tǒng)消納清潔能源的能力、電力供應(yīng)保障能力和系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平，研究廣東新型儲(chǔ)能的發(fā)展定位和規(guī)模需求，建立符合廣東實(shí)際情況和電力市場發(fā)展階段的新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制，有利于引導(dǎo)其在廣東的健康、有序、高效發(fā)展。

1 國內(nèi)外新型儲(chǔ)能政策現(xiàn)狀

1.1 國內(nèi)情況

近兩年來，國家出臺(tái)了《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》等一系列政策文件以推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展。各地方也先后出臺(tái)了相關(guān)政策。全國已有22 個(gè)省份要求新能源配置儲(chǔ)能，配置比例基本不低于10%[1-2]，其中河南、陜西部分要求達(dá)到20%；配置時(shí)間大部分為2 h，內(nèi)蒙古新能源市場化并網(wǎng)規(guī)模項(xiàng)目要求達(dá)到4 h[3]；14 個(gè)省市對(duì)風(fēng)電、光伏均提出配置儲(chǔ)能要求，1 個(gè)省只對(duì)風(fēng)電提出配置儲(chǔ)能要求，6 個(gè)省市只對(duì)光伏提出配置儲(chǔ)能要求；新疆提出建設(shè)4 h 以上時(shí)長儲(chǔ)能項(xiàng)目的企業(yè)，允許配建儲(chǔ)能規(guī)模4 倍的風(fēng)電光伏發(fā)電項(xiàng)目，但是由于相應(yīng)的價(jià)格和運(yùn)行機(jī)制不明確導(dǎo)致收益模式不明晰，新能源企業(yè)配置儲(chǔ)能僅為滿足并網(wǎng)硬性要求，產(chǎn)品質(zhì)量和調(diào)用情況均不理想，使其淪為“擺設(shè)”[4-6]。全國已有10 余個(gè)省份建立調(diào)頻輔助服務(wù)市場，與火電機(jī)組聯(lián)合調(diào)頻或獨(dú)立參與調(diào)頻市場已成為了各地新型儲(chǔ)能最主要的收入來源[7-9]。廣東自2018 年開啟調(diào)頻輔助服務(wù)市場以來，火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)儲(chǔ)能規(guī)模已達(dá)到450 MW 左右，但隨著調(diào)頻容量需求逐漸得到滿足，調(diào)頻市場收益也逐步縮窄。全國已有10 余個(gè)省份出臺(tái)了儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)貼政策，但深度調(diào)峰、充電電價(jià)等細(xì)則還需進(jìn)一步完善。

1.2 國外情況

國外新型儲(chǔ)能發(fā)展價(jià)格機(jī)制以運(yùn)營電力市場經(jīng)驗(yàn)較豐富的美、英、澳為例[10-12]，政府沒有新能源強(qiáng)配儲(chǔ)的策，而是交由市場主體自主投資。

美國儲(chǔ)能投資成本既可通過輸配電價(jià)方式回收，也可通過參加電力市場回收。美國能源管理委員會(huì)于2017 年頒布了PL17-2-000 號(hào)紀(jì)要，明確了儲(chǔ)能作為輸電資產(chǎn)的前提條件主要包括以下三項(xiàng)：需要論證儲(chǔ)能相對(duì)新建常規(guī)輸電資產(chǎn)的成本優(yōu)勢；儲(chǔ)能不應(yīng)同時(shí)通過輸配電價(jià)和電力市場盈利；對(duì)作為輸電項(xiàng)目的儲(chǔ)能采取一事一議的審批原則。2018 年2 月，美國能源管理委員會(huì)頒布了841 號(hào)法案，要求修編市場規(guī)則，為儲(chǔ)能參加市場提供便利。市場規(guī)則修改后，應(yīng)平等對(duì)待不同技術(shù)類型、不同地理位置到的儲(chǔ)能資源；儲(chǔ)能可參與電能量、輔助服務(wù)、容量等全體系市場，且在市場化環(huán)境下實(shí)現(xiàn)自身價(jià)值和回收。

英國政府目前明確要求儲(chǔ)能必須通過電力市場回收成本，并通過出臺(tái)一攬子政策，降低儲(chǔ)能從參與競爭的門檻。英國一攬子政策中原則上不允許電力系統(tǒng)運(yùn)營商直接投資和控制儲(chǔ)能資源；自2020 年開始，儲(chǔ)能已被允許參與作為獨(dú)立市場主體參與中長期、電能量、輔助服務(wù)、容量等全體系電力會(huì)場；儲(chǔ)能項(xiàng)目的核準(zhǔn)流程被進(jìn)一步簡化，不在需要獲得國家重大基礎(chǔ)設(shè)施項(xiàng)目的資格。

澳大利亞的國家電力市場（National Energy Market，NEM）是單一電量市場，采用稀缺電價(jià)機(jī)制。NEM 總的儲(chǔ)能系統(tǒng)采用現(xiàn)有市場參與者類別的框架，有雙重身份：供應(yīng)端，是發(fā)電機(jī)屬性；消費(fèi)端，是用戶屬性。澳大利亞能源市場委員會(huì)（Australian Energy Market Commission，AEMC）發(fā)布《國家電力修改規(guī)則2016》，提出將輔助服務(wù)市場開放給新的市場參與者，大大增加了儲(chǔ)能參與澳大利亞電力輔助服務(wù)市場的機(jī)會(huì)。這不僅有助于增加澳大利亞調(diào)頻服務(wù)資源的供應(yīng)，還能夠降低調(diào)頻服務(wù)市場價(jià)格。AEMC 發(fā)布《國家電力修改規(guī)則2017》，旨在通過界定用戶側(cè)資源的所有權(quán)和使用權(quán)，明確用戶側(cè)資源可以提供的服務(wù)，來避免用戶側(cè)資源在參與電力市場過程中遭遇不公平競爭。2017 年11 月，AEMC 將國家電力市場交易結(jié)算周期從現(xiàn)行的30 min 改為5 min。這一機(jī)制不僅能夠促進(jìn)儲(chǔ)能在電力市場中實(shí)現(xiàn)更有效的應(yīng)用并獲得合理補(bǔ)償，還將推動(dòng)基于快速響應(yīng)技術(shù)的更多市場主體以及合同形式的出現(xiàn)，對(duì)儲(chǔ)能在電力市場中的多元化應(yīng)用產(chǎn)生重要影響。頻率控制 輔 助 服 務(wù)（Frequency Control Ancillary Service，F(xiàn)CAS）市場是NEM 運(yùn)營的大型電池儲(chǔ)能系統(tǒng)獲得收入的主要驅(qū)動(dòng)力。2020 年，F(xiàn)CAS 收入占到儲(chǔ)能系統(tǒng)總收入的96%以上。

1.3 小結(jié)

從國內(nèi)外新型儲(chǔ)能配套政策來看，國內(nèi)多數(shù)省份普遍依靠行政手段為主、市場化手段為輔的方式來推動(dòng)新型儲(chǔ)能裝機(jī)的增長，英、美則主要通過電力市場機(jī)制來鼓勵(lì)社會(huì)資本投資新型儲(chǔ)能。

2 廣東新型儲(chǔ)能需求分析

電能的生產(chǎn)、輸送和消費(fèi)是同時(shí)進(jìn)行的，功率必須時(shí)時(shí)保持平衡，從時(shí)間維度來看，短時(shí)（毫秒、秒、分鐘）的功率平衡通過系統(tǒng)調(diào)頻來實(shí)現(xiàn)，長時(shí)（小時(shí)、日、周、季）的功率平衡通過系統(tǒng)調(diào)峰來實(shí)現(xiàn)。目前，電力系統(tǒng)調(diào)頻的主要手段是發(fā)電機(jī)組原動(dòng)機(jī)的自動(dòng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)和發(fā)電廠AGC 控制系統(tǒng)；電力系統(tǒng)調(diào)峰的主要手段是具有調(diào)峰能力的煤電、氣電、抽水蓄能等調(diào)峰電源。

新型儲(chǔ)能以其響應(yīng)速度快、能量轉(zhuǎn)換效率高、建設(shè)難度小、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，可在電力運(yùn)行中發(fā)揮調(diào)峰（含頂峰）、調(diào)頻、爬坡等多種作用，文章主要從調(diào)峰、調(diào)頻兩個(gè)角度分析廣東新型儲(chǔ)能規(guī)模需求。

2.1 調(diào)峰對(duì)新型儲(chǔ)能的需求

從負(fù)荷特性來看，近年來廣東夏季平均日最小負(fù)荷率約為64%～66%，冬季平均日最小負(fù)荷率約為60%～63%。隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，未來平均日最小負(fù)荷率呈下降趨勢，2025 年和2030 年分別降至62%和60%，工作日和節(jié)假日稍有差別?？偟膩碚f，系統(tǒng)對(duì)電源整體調(diào)峰能力要求為50%以上。

從電源規(guī)劃來看，預(yù)計(jì)2025 年，海上風(fēng)電規(guī)模達(dá)18 GW，陸上風(fēng)電規(guī)模達(dá)7 GW，光伏規(guī)模達(dá)28 GW，新能源裝機(jī)占比提升至23%；2030 年，海上風(fēng)電規(guī)模達(dá)30 GW，陸上風(fēng)電規(guī)模達(dá)9 GW，光伏規(guī)模達(dá)35 GW，新能源裝機(jī)占比提升至27%。

不考慮網(wǎng)絡(luò)約束的情況下，從全省調(diào)峰平衡來看：省內(nèi)在運(yùn)電源整體調(diào)節(jié)能力約50%，典型日基本可以滿足系統(tǒng)調(diào)峰需要，周一、臺(tái)風(fēng)期、節(jié)假日存在調(diào)峰缺口?！笆奈濉薄笆逦濉毙略鲭娫凑{(diào)峰能力分別約51%、52%，大于系統(tǒng)對(duì)電源整體大于50%的調(diào)峰要求，典型日基本可以滿足系統(tǒng)調(diào)峰需要。周一、臺(tái)風(fēng)期、節(jié)假日由于負(fù)荷小、最小負(fù)荷率更低，因此存在一定的調(diào)峰缺口，預(yù)計(jì)2025 年，7 月至10 月，周一及節(jié)假日調(diào)峰缺口2 GW～8 GW，調(diào)峰引起的全年棄電率約為0.04%～0.63%；2030 年，1 月、3 月、4 月、7 月、8 月、9 月、12 月，周一及節(jié)假日調(diào)峰缺口5 GW～11GW，調(diào)峰引起的全年棄電率約為0.96%～1.58%。

從尖峰負(fù)荷特性來看，近年來廣東尖峰負(fù)荷持續(xù)天數(shù)及持續(xù)時(shí)間均處于較低水平，電力負(fù)荷超過全年最大負(fù)荷95%的年累積時(shí)間不足150 h；超過90%的累積時(shí)間不足500 h，為滿足最高的10%負(fù)荷而建設(shè)的電源裝機(jī)每日的利用時(shí)長不足2 h，利用率非常低，新型儲(chǔ)能可作為頂峰電源部署在土地、環(huán)境等資源約束負(fù)荷中心，滿足頂峰需求的新型儲(chǔ)能規(guī)模可考慮1.2 GW、1 h 左右。

2.2 調(diào)頻對(duì)新型儲(chǔ)能的需求

南方電網(wǎng)建立了包含一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、三次調(diào)頻、直流頻率限制控制和頻率緊急控制等措施的統(tǒng)一調(diào)頻控制體系。新型儲(chǔ)能主要在系統(tǒng)一次調(diào)頻和二次調(diào)頻中發(fā)揮作用。

從廣東一次、二次調(diào)頻需求來看：一次調(diào)頻備用需滿足單一故障引起最大有功功率失衡后，系統(tǒng)最低頻率不低于49.4 Hz、最高頻率不高于50.4 Hz；二次調(diào)頻備用（AGC 備用）需滿足在一次調(diào)頻調(diào)用完畢后5 min 內(nèi)可調(diào)出，使得系統(tǒng)頻率恢復(fù)至50 Hz 以內(nèi)。預(yù)計(jì)2025 年和2030 年南方主網(wǎng)單一故障引起的最大功率缺額分別為昆柳龍直流三端雙極閉鎖引起的8 GW 和藏東南直流雙極閉鎖引起的10 GW，廣東一次調(diào)頻最小需求分別約2.6 GW 和3.6 GW，二次調(diào)頻最小需求分別約2.7 GW 和4.2 GW。

從廣東一次、二次調(diào)頻能力來看：一次調(diào)頻能力由系統(tǒng)內(nèi)開機(jī)的各類機(jī)組的轉(zhuǎn)速不等率決定，目前火電和水電機(jī)組一次調(diào)頻能力取6%額定容量，預(yù)計(jì)2025 年和2030 年，廣東一次調(diào)頻能力約為4.5 GW～7.5 GW 和6 GW～8.8 GW。二次調(diào)頻能力由系統(tǒng)內(nèi)開機(jī)的各類機(jī)組的出力調(diào)節(jié)速率決定，目前火電機(jī)組二次調(diào)頻能力取7.5%額定容量，水電和開機(jī)的抽蓄機(jī)組取旋轉(zhuǎn)備用容量，停機(jī)的抽蓄機(jī)組取額定容量，預(yù)計(jì)2025 年和2030 年，廣東二次調(diào)頻能力約為2.8 GW～3.8 GW 和5.3 GW～7.3 GW。可見，2030 年前廣東一次調(diào)頻和二次調(diào)頻能力充足，從調(diào)頻角度來看，不需要為調(diào)頻額外配置新型儲(chǔ)能。

2.3 小結(jié)

廣東對(duì)新型儲(chǔ)能的需求主要來自部分工況下系統(tǒng)調(diào)峰需求和局部地區(qū)頂峰和新能源消納需求，綜合考慮尖峰負(fù)荷特性、局部供電不足、局部新能源消納等因素，基于能源規(guī)劃推薦的電源方案和負(fù)荷特性，建議2025 年配合可再生能源發(fā)展新增儲(chǔ)能規(guī)模2 GW，時(shí)長1～2 h；“十五五”期間建議新增規(guī)模在1 GW～2 GW，若考慮省內(nèi)電源規(guī)劃不確定性，到2030 年，儲(chǔ)能總規(guī)模可進(jìn)一步增大至4 GW 以上。

3 廣東新型儲(chǔ)能政策現(xiàn)狀和問題

本章對(duì)廣東現(xiàn)行價(jià)格和市場機(jī)制下，新能源配儲(chǔ)能、獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能和用戶側(cè)儲(chǔ)能進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性測算，分析新型儲(chǔ)能發(fā)展存在的問題，為政策制定提供支撐。

3.1 新能源配儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性

根據(jù)目前廣東省相關(guān)政策，電源側(cè)儲(chǔ)能主要通過火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場獲得收益，新能源配儲(chǔ)能尚無成本回收機(jī)制，儲(chǔ)能成本靠新能源發(fā)電項(xiàng)目內(nèi)部消化，文章分析在保障合理的項(xiàng)目資本金收益率（7%）范圍內(nèi)，各類新能源項(xiàng)目可承受的配置儲(chǔ)能規(guī)模。

3.1.1 集中式光伏

年均利用小時(shí)數(shù)按1 000 考慮（符合廣東實(shí)際，下同），測算不同單位千瓦造價(jià)情況下，集中式光伏可承受配置的儲(chǔ)能規(guī)模，結(jié)果如表1～表3 所示。

表1 光伏單位投資為4 300 元/kW 時(shí)的方案Tab. 1 Scheme when photovoltaic unit investment is 4 300 yuan/kW

表2 光伏單位投資為4 500 元/kW 時(shí)的方案Tab. 2 Scheme when photovoltaic unit investment is 4 500 yuan/kW

表3 光伏單位投資為4 700 元/kW 時(shí)的方案Tab. 3 Scheme when photovoltaic unit investment is 4 700 yuan/kW

可見，若造價(jià)為4 700 元/kW，集中式光伏不具備消納強(qiáng)配儲(chǔ)能的能力；若造價(jià)為4 500 元/kW，集中式光伏可承受配置5%、1 h 的儲(chǔ)能；若造價(jià)為4 300 元/kW，集中式光伏可承受配置15%、1 h 或5%、2 h 的儲(chǔ)能。

3.1.2 陸上風(fēng)電

年均利用小時(shí)數(shù)按1 700 考慮，測算不同單位千瓦造價(jià)情況下，陸上風(fēng)電可承受配置的儲(chǔ)能規(guī)模，結(jié)果如表4～表6 所示。

表4 陸上風(fēng)電單位投資為6 000 元/kW 時(shí)的方案Tab. 4 Scheme when the unit investment of onshore wind power is 6 000 yuan/kW

表5 陸上風(fēng)電單位投資為7 000 元/kW 時(shí)的方案Tab. 5 Scheme when the unit investment of onshore wind power is 7 000 yuan/kW

表6 陸上風(fēng)電單位投資為7 500 元/kW 時(shí)的方案Tab. 6 Scheme when the unit investment of onshore wind power is 7 500 yuan/kW

可見，若造價(jià)達(dá)到7 000 元/kW 以上，陸上風(fēng)電不具備消納強(qiáng)配儲(chǔ)能的能力；若造價(jià)為6 000 元/kW，陸上風(fēng)電可承受配置10%、1 h 或者5%、2 h 的儲(chǔ)能。

3.1.3 海上光伏

年均利用小時(shí)數(shù)按3 500 考慮，測算不同單位千瓦造價(jià)情況下，海上風(fēng)電可承受配置的儲(chǔ)能規(guī)模，結(jié)果如表7 和表8 所示。

表7 海上風(fēng)電單位投資為14 000 元/kW 時(shí)的方案Tab. 7 Scheme when the unit investment of offshore wind power is 14 000 yuan/kW

表8 海上風(fēng)電單位投資為15 000/kW 時(shí)的方案Tab. 8 Scheme when the unit investment of offshore wind power is 15 000 yuan/kW

可見，若造價(jià)達(dá)到15 000 元/kW 以上，海上風(fēng)電不具備消納強(qiáng)配儲(chǔ)能的能力；若造價(jià)為14 000 元/kW，海上風(fēng)電可承受配置10%、1 h 或者5%、2 h 的儲(chǔ)能。

3.2 獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性

《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》[13]和《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》[14]均明確規(guī)定電化學(xué)儲(chǔ)能不能計(jì)入輸配電定價(jià)成本。根據(jù)目前廣東省相關(guān)政策，獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能可通過參與電能量現(xiàn)貨市場、調(diào)頻輔助服務(wù)市場、兩個(gè)細(xì)則規(guī)定的深度調(diào)峰服務(wù)獲取收益。電能量現(xiàn)貨市場方面，根據(jù)省內(nèi)近幾個(gè)月發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)加權(quán)綜合價(jià)，若考慮儲(chǔ)能在低谷和午間充電，早高峰和下午放電，充放電價(jià)差僅約0.2 元/kWh。調(diào)頻輔助服務(wù)市場方面，中標(biāo)容量對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能的收益將產(chǎn)生較大影響，但目前規(guī)則尚未明確獨(dú)立儲(chǔ)能允許申報(bào)的二次調(diào)頻容量，收益測算不確定性大；深度調(diào)峰服務(wù)方面，一方面短期內(nèi)廣東調(diào)峰形勢尚可，啟用深度調(diào)峰可能性不大，儲(chǔ)能深度調(diào)峰調(diào)用頻率較低，另一方面目前兩個(gè)細(xì)則尚未明確儲(chǔ)能深度調(diào)峰認(rèn)定標(biāo)準(zhǔn)，收益測算不確定性大。若僅考慮0.2 元/kWh的現(xiàn)貨電能量價(jià)差，廣東獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能尚不具備經(jīng)濟(jì)性。

另外，獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能目前還存在接入系統(tǒng)工程建設(shè)機(jī)制不明確的問題。

3.3 用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性

根據(jù)《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)問題的通知》[15]和《廣東省市場化需求響應(yīng)交易實(shí)施方案（試行）》[16]，用戶側(cè)儲(chǔ)能可通過峰谷電價(jià)套利和參與日前邀約需求響應(yīng)獲取收益。峰谷電價(jià)套利方面，全年峰平谷比價(jià)為1.7:1:0.38，7 月、8 月和9 月三個(gè)整月，以及其他月份中日最高氣溫達(dá)到35 ℃及以上的高溫天，還有在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮25%的尖峰電價(jià)，以0.463 元/kWh 為平段基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)，用戶側(cè)峰谷價(jià)差可達(dá)到0.792 元/kWh；日前邀約需求響應(yīng)方面，以2021 年情況來看，需求響應(yīng)日前邀約大概有87 天，出清價(jià)格約3.5～4.0 元/kWh。

用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的商業(yè)模式主要有兩種：第一種全年峰谷套利，減少用戶的電度電費(fèi)；第二種在需求響應(yīng)啟動(dòng)時(shí)參與需求響應(yīng)，其余時(shí)間采用峰谷套利模式。第一種模式下，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率與儲(chǔ)能單位造價(jià)相關(guān)性大，當(dāng)單位造價(jià)1 800 元/kWh以下時(shí)，資本金內(nèi)部收益率為7%以上，投資回收期為12 年，可滿足收益率要求。第二種模式下，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率還與需求側(cè)響應(yīng)日前邀約價(jià)格和次數(shù)有關(guān)，當(dāng)儲(chǔ)能單位造價(jià)在2 000 元/kWh 時(shí)，若需求側(cè)響應(yīng)日前邀約出清價(jià)格約價(jià)格為3.5 元/kWh，只要全年有8 天以上參與需求側(cè)響應(yīng)日前邀約，資本金內(nèi)部收益率即可達(dá)到7%以上，投資回收期為12 年，可滿足收益率要求。

受原材料漲價(jià)影響，近期儲(chǔ)能系統(tǒng)單位造價(jià)達(dá)到2 000 元/kWh 以上，需求側(cè)響應(yīng)市場受電力供需形勢和政策影響，存在較大不確定性，因此用戶側(cè)儲(chǔ)能由于投資回收期長，經(jīng)濟(jì)性也存在較大不確定性。用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算參數(shù)如表9 所示。

表9 用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算參數(shù)Tab. 9 Economical calculation parameters of user-side energy storage projects

3.4 小結(jié)

在廣東現(xiàn)行價(jià)格和市場機(jī)制下，新能源配儲(chǔ)能暫無明確的成本回收機(jī)制，儲(chǔ)能成本靠新能源發(fā)電項(xiàng)目內(nèi)部消化，新能源項(xiàng)目可承受的配置儲(chǔ)能規(guī)模，與其單位千瓦造價(jià)相關(guān)性較高。測算結(jié)果表明，集中式光伏、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電造價(jià)分別為4 500 元/kW、6 000 元/kW 和14 000 元/kW 以下時(shí)，才具備配置儲(chǔ)能的空間。結(jié)合新能源項(xiàng)目市場情況，光伏和陸上風(fēng)電具備少量強(qiáng)配儲(chǔ)能的成本消化空間，海上風(fēng)電不具備強(qiáng)配儲(chǔ)能的成本消化空間。獨(dú)立（電網(wǎng)側(cè)）儲(chǔ)能方面，當(dāng)前的電能量現(xiàn)貨價(jià)差、調(diào)頻輔助服務(wù)市場細(xì)則和深度調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制均無法支撐獨(dú)立儲(chǔ)能獲得合理收益。用戶側(cè)儲(chǔ)能方面，雖然有明確的成本回收機(jī)制，但長期來看，受儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格、電力供需形勢、政策變動(dòng)影響，存在一定不確定性。

4 廣東新型儲(chǔ)能政策建議

4.1 新能源強(qiáng)配儲(chǔ)能政策

如果新能源側(cè)存在消納強(qiáng)配儲(chǔ)能帶來成本上升的利潤空間，其強(qiáng)配儲(chǔ)能具有一定可行性，簡單易操作。但是目前，光伏受利用小時(shí)數(shù)和土地租金等影響，全省各個(gè)區(qū)域經(jīng)濟(jì)性存在較大差異，因而承受儲(chǔ)能成本的空間也存在較大差異，不宜制定全省統(tǒng)一的儲(chǔ)能強(qiáng)配規(guī)模，可因地制宜在局部消納困難和通道受阻的地區(qū)要求配置儲(chǔ)能。海風(fēng)目前尚不具備配置儲(chǔ)能的利潤空間。

同時(shí)需要關(guān)注新能源配儲(chǔ)能可能存在的問題，一是沒有明確的儲(chǔ)能調(diào)度運(yùn)行規(guī)則和成本回收機(jī)制，光伏企業(yè)投資儲(chǔ)能收益和付出不對(duì)等，可能配置劣質(zhì)產(chǎn)品，存在安全運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。二是儲(chǔ)能解決的調(diào)峰、調(diào)頻是系統(tǒng)性問題，全系統(tǒng)的風(fēng)電+光伏綜合出力特性跟單個(gè)場站的出力特性存在差異，若由發(fā)電企業(yè)控自行控制所配置的儲(chǔ)能，則不能起到最優(yōu)化調(diào)用的效果，造成投資浪費(fèi)。

建議一方面提高新能源企業(yè)并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)，提高其有功和無功調(diào)節(jié)能力要求；一方面通過完善輔助服務(wù)價(jià)格機(jī)制，引導(dǎo)新能源企業(yè)配儲(chǔ)。

4.2 用戶側(cè)儲(chǔ)能政策

由廣東尖峰負(fù)荷特性來看，在負(fù)荷中心配置一定電化學(xué)儲(chǔ)能可起到替代裝機(jī)、減緩輸變電投資和緩解短期局部缺電的問題。目前電價(jià)政策下，用戶側(cè)配置儲(chǔ)能有明確的回收機(jī)制，制定補(bǔ)貼政策具有一定可操作性。在電池價(jià)格較高情況下，若想鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展，可適當(dāng)出臺(tái)補(bǔ)貼政策，例如補(bǔ)初始投資、免收儲(chǔ)能增加的容量或需量電費(fèi)。

4.3 獨(dú)立儲(chǔ)能政策

中長期來看，建議將儲(chǔ)能資源區(qū)別為市場化儲(chǔ)能和非市場化儲(chǔ)能，前者由除電網(wǎng)外各類市場主體投資，通過市場化渠道回收成本；后者由電網(wǎng)公司投資，通過輸配電價(jià)回收成本。

對(duì)于市場化儲(chǔ)能，構(gòu)建科學(xué)合理公平的市場和價(jià)格機(jī)制。市場準(zhǔn)入方面，明確新型儲(chǔ)能市場主體地位，平等參與電力市場各環(huán)節(jié)競爭，包括電能量市場、各類輔助服務(wù)市場，簡化審批流程，制定其接入系統(tǒng)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)；價(jià)格機(jī)制方面，明確儲(chǔ)能投資回收機(jī)制、成本分?jǐn)倷C(jī)制等，繼續(xù)完善現(xiàn)有電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場機(jī)制，最終平滑過渡至適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電力市場體系；調(diào)度運(yùn)行方面，根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際需求，考慮全社會(huì)成本效益優(yōu)化，制定合理、公平的調(diào)用規(guī)則，可考慮對(duì)全網(wǎng)調(diào)節(jié)性資源統(tǒng)一調(diào)度。對(duì)于非市場化儲(chǔ)能，一方面將經(jīng)過論證需要配置的儲(chǔ)能計(jì)入電網(wǎng)公司準(zhǔn)許成本；另一方面，應(yīng)采取“一事一議”、且公開透明的機(jī)制審核儲(chǔ)能投資項(xiàng)目。

5 結(jié)論

從國內(nèi)外新型儲(chǔ)能配套政策來看，國內(nèi)多數(shù)省份普遍依靠行政手段為主、市場化手段為輔的方式來推動(dòng)新型儲(chǔ)能裝機(jī)的增長，英、美則主要通過電力市場機(jī)制來鼓勵(lì)社會(huì)資本投資新型儲(chǔ)能。

從調(diào)峰和調(diào)頻角度分析，2030 年前廣東對(duì)新型儲(chǔ)能尚不存在迫切需。求新能源配儲(chǔ)能尚無明確的成本回收機(jī)制，光伏和陸上風(fēng)電具備少量強(qiáng)配儲(chǔ)能的成本消化空間，海上風(fēng)電不具備強(qiáng)配儲(chǔ)能的成本消化空間；電網(wǎng)側(cè)（獨(dú)立）儲(chǔ)能商業(yè)模式尚不清晰，可通過輔助服務(wù)和現(xiàn)貨電能量價(jià)差獲取收益，但操作細(xì)則有待進(jìn)一步明確，尚不具備經(jīng)濟(jì)性；用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式較清晰，按現(xiàn)行峰谷電價(jià)和需求側(cè)響應(yīng)政策，具備一定經(jīng)濟(jì)性，但投資回收期長，面臨政策變化風(fēng)險(xiǎn)。

中長期來看，建議將新型儲(chǔ)能區(qū)分為市場化和非市場化兩類，前者由除電網(wǎng)外各類市場主體投資，在合理的價(jià)格和運(yùn)行機(jī)制下，通過市場化渠道獲取收益，由市場調(diào)節(jié)形成合理的新型儲(chǔ)能規(guī)模和布局；后者由電網(wǎng)公司投資，通過輸配電價(jià)回收成本。在合理的市場和價(jià)格機(jī)制下，各類主體應(yīng)當(dāng)在完善市場環(huán)境下自由進(jìn)行投資決策并對(duì)其負(fù)責(zé)，通過市場調(diào)節(jié)，形成合理的新型儲(chǔ)能規(guī)模和布局。