1月24日，國家能源局發(fā)布2024年第1號公告，明確將“山東省肥城市300兆瓦/1800兆瓦時壓縮空氣儲能示范項目”等56個項目列為新型儲能試點示范項目。
新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能形式，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能等，其中電化學儲能約占90%。作為重要的靈活調(diào)節(jié)性資源，新型儲能是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵技術，是構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。
近年來，得益于可再生能源裝機規(guī)模快速增長和政策推動，我國新型儲能裝機規(guī)模持續(xù)快速提升，2020～2022年平均年增速達到136.3%，2022年占儲能總裝機容量的比例達到16%。2023年新型儲能發(fā)展更是火爆，截至2023年年底，全國已建成投運的新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機規(guī)模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年年底增長超過260%，近10倍于“十三五”末裝機規(guī)模。
新型儲能進入發(fā)展快車道的同時，也面臨諸多問題，最突出的問題包括市場機制和價格機制仍不健全、成本疏導和補償困難、系統(tǒng)利用率不高、收益保證機制不明確。因此，亟需制定科學合理的價格機制，完善相關價格體系和補償機制，解決經(jīng)濟性問題，以促進新型儲能持續(xù)健康發(fā)展。
場景不同，政策有別
新型儲能的核心產(chǎn)品與其他電源類型一樣，都是電力和電量，原則上現(xiàn)有電價應用體系同樣適用于新型儲能。考慮我國上網(wǎng)、輸配、銷售等環(huán)節(jié)的電價機制現(xiàn)狀，根據(jù)在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能分別應用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，不同的應用場景，其價格機制和收益模式又有所區(qū)別。
一是電源側(cè)儲能價格機制。電源側(cè)儲能主要是為提升新能源消納率，平滑新能源場站出力，主管部門以硬性指標規(guī)定的新能源強配儲能，即“新能源+配建儲能”模式。目前這種模式的成本由發(fā)電側(cè)承擔，收益來源主要是增加新能源消納、提供電網(wǎng)一次、二次調(diào)頻輔助服務、不同時段充放電的價差套利和政策補貼等，涉及的價格機制包括新能源上網(wǎng)電價以及峰谷電價、分時電價等。隨著新能源電量平價上網(wǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)運營壓力不斷加大。為提升電源側(cè)儲能的經(jīng)濟性，部分地區(qū)開始探索共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營模式創(chuàng)新，以提升配建儲能項目的綜合效益。
二是電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制。電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于提供調(diào)峰和調(diào)頻等電力輔助服務，增加電網(wǎng)穩(wěn)定性，目前主要以獨立儲能為主，主要由電網(wǎng)公司統(tǒng)一投資和管理運營。相關政策允許電網(wǎng)公司通過核定輸配電價向用戶側(cè)疏導一部分儲能成本，或者以租賃的形式將部分容量交給其他市場主體經(jīng)營。理論上電網(wǎng)側(cè)儲能收益來源除了輸配電價收入外，還包括輔助服務、電力市場價差套利、容量補償收入和容量租賃收入等。但由于輔助服務市場機制尚未成熟，各省市規(guī)則不同，多數(shù)情況下儲能不能獲得全部渠道的收益，導致儲能所獲得的服務補償不能完全反映其對系統(tǒng)調(diào)節(jié)的貢獻，僅僅通過輔助服務市場獲利目前還無法覆蓋儲能的投資成本，其他社會資本投資電網(wǎng)側(cè)儲能的意愿不高。
三是用戶側(cè)儲能價格機制。用戶側(cè)儲能主要服務所配套的工商業(yè)用戶，通過發(fā)揮優(yōu)化負荷曲線、需量管理、支撐綜合能源服務以及需求側(cè)響應等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。與電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能相比，用戶側(cè)儲能裝機容量較小、布局分散、可以自主調(diào)控，這些特點決定其發(fā)展動力來源于市場。目前，用戶側(cè)儲能主要通過峰谷差價、減少基本電費、參與需求響應獲取補貼、降低增容費用等方式盈利。目前國內(nèi)大部分省份分時電價價差區(qū)間較低，且運營策略多為每天一充一放，用戶側(cè)儲能項目全生命周期內(nèi)回收成本困難。
堅持“三統(tǒng)一”原則，完善價格機制
堅持功能與價值相統(tǒng)一原則。與一般電源和抽水蓄能相比，新型儲能具有更多的功能，例如，平衡和穩(wěn)定新能源發(fā)電出力，實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，有效提供系統(tǒng)調(diào)頻和備用容量等輔助服務以及減少電量損失等。所以，新型儲能價格機制完善和改革的方向是實現(xiàn)功能與價值相統(tǒng)一，基于儲能不同的功能完善價格機制。
堅持成本與收益相統(tǒng)一原則。新型儲能一次性投資大，政策風險高，而儲能利用不定時、不定量，多為備用狀態(tài)，利用率不高。因此，保障儲能投資可持續(xù)性的前提是保證項目投資收益率達到一定的合理水平，能彌補其成本。新型儲能價格機制需要做到成本與收益相統(tǒng)一：首先，要建立穩(wěn)定的收益機制保障固定投資的回收；其次，要按照“誰受益、誰分擔”的原則，將儲能項目變動成本完全疏導下去。
堅持綜合施策與分類施策相統(tǒng)一原則。在綜合施策方面，目前大多數(shù)國家沒有出臺獨立的新型儲能電價機制，新型儲能與其他主體一樣參與到市場競爭中，通過參與電能量市場、輔助服務市場等多種形式獲得多重效益。我國也是如此，除了制定科學合理的新型儲能價格機制，還需要通過加快推進電力現(xiàn)貨市場建設、完善輔助服務市場等方式共同發(fā)力推進。在分類施策方面，當前我國電價存在政府管制和市場定價不同的定價方式，再加上新型儲能應用場景不同，收益模式不一樣，需要合理劃分新型儲能分類，實現(xiàn)分類施策。
四項建議，統(tǒng)籌推進
首先，建議出臺單獨的電源側(cè)儲能購放電價格政策。對新能源配建儲能項目購放電價格、輸配電價以及結(jié)算方式等作出具體規(guī)定。其中，在購電價格方面，向電源購電情況下按購電電源的標桿上網(wǎng)電價計算購電價格；向電網(wǎng)購電情況下，按用戶類型及電壓等級對應時間如低谷時的銷售電價計算購電價格。在放電價格方面，直接交易情況下按適用于用戶的目錄銷售電價向用戶收??；向電網(wǎng)賣電情況下，按所在地最高水平的可再生能源上網(wǎng)電價結(jié)算，不考慮購入電源的種類。此外，要明確是否支付輸配電價和電價附加。
其次，建議對于電網(wǎng)側(cè)儲能電站采用競爭性兩部制電價機制。電網(wǎng)側(cè)儲能包括電網(wǎng)替代性儲能設施和電網(wǎng)側(cè)儲能電站。其中，電網(wǎng)替代性儲能設施作為電網(wǎng)建設的一種技術手段，不能獨立運行，但可以明顯減少變電容量及輸配電線路的建設，降低電網(wǎng)投資。建議納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。而電網(wǎng)側(cè)儲能電站，接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度控制，具備調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用等功能，用以保障公共電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行或提升其整體經(jīng)濟性，可以獨立運行。建議近期建立儲能電站競爭性電價機制。
再次，建議進一步完善分時電價、峰谷電價等政策。2021年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，對分時電價機制進行了優(yōu)化和完善。其中包括優(yōu)化峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、建立動態(tài)調(diào)整機制以及加強與電力市場的銜接等方面。建議未來以推動形成合理的峰谷電價價差為核心，進一步完善用戶側(cè)儲能價格形成機制：推行季節(jié)性電價、豐水和枯水期電價、節(jié)假日電價以及針對更大用戶范圍的峰谷電價，并對峰谷電價價差水平適時進行合理調(diào)整，適度拉大峰谷價差，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，以保證儲能投資回收。同時，推動形成合理的用戶分時電價，完善需求側(cè)響應可中斷負荷電價機制，支持用戶側(cè)儲能價值的充分發(fā)揮。
最后，建議加快儲能參與電力現(xiàn)貨市場進度，增加服務種類。電力現(xiàn)貨市場可以反映實際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現(xiàn)儲能的能量價值，儲能獨立進入電力現(xiàn)貨市場是大勢所趨。2022年山東率先推出新型儲能參與現(xiàn)貨市場交易，隨后陜西、甘肅等省份也陸續(xù)發(fā)布政策推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場運行。因此，應加快電力現(xiàn)貨市場建設，完善儲能參與電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，增加儲能可參與的電力市場服務種類，例如可以探索將快速調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡速率等納入新型電力輔助服務交易品種，制定儲能參與新的電力輔助服務品種的市場規(guī)則，更大化地體現(xiàn)儲能可以提供多種服務的靈活性和優(yōu)異性，通過市場化的手段提升儲能收益。2月8日，國家能源局山東能監(jiān)辦印發(fā)《山東電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，這是國內(nèi)出臺的首個針對電力爬坡輔助服務的專項政策。
新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能形式，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能等，其中電化學儲能約占90%。作為重要的靈活調(diào)節(jié)性資源，新型儲能是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵技術，是構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。
近年來，得益于可再生能源裝機規(guī)模快速增長和政策推動，我國新型儲能裝機規(guī)模持續(xù)快速提升，2020～2022年平均年增速達到136.3%，2022年占儲能總裝機容量的比例達到16%。2023年新型儲能發(fā)展更是火爆，截至2023年年底，全國已建成投運的新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機規(guī)模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年年底增長超過260%，近10倍于“十三五”末裝機規(guī)模。
新型儲能進入發(fā)展快車道的同時，也面臨諸多問題，最突出的問題包括市場機制和價格機制仍不健全、成本疏導和補償困難、系統(tǒng)利用率不高、收益保證機制不明確。因此，亟需制定科學合理的價格機制，完善相關價格體系和補償機制，解決經(jīng)濟性問題，以促進新型儲能持續(xù)健康發(fā)展。
場景不同，政策有別
新型儲能的核心產(chǎn)品與其他電源類型一樣，都是電力和電量，原則上現(xiàn)有電價應用體系同樣適用于新型儲能。考慮我國上網(wǎng)、輸配、銷售等環(huán)節(jié)的電價機制現(xiàn)狀，根據(jù)在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能分別應用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，不同的應用場景，其價格機制和收益模式又有所區(qū)別。
一是電源側(cè)儲能價格機制。電源側(cè)儲能主要是為提升新能源消納率，平滑新能源場站出力，主管部門以硬性指標規(guī)定的新能源強配儲能，即“新能源+配建儲能”模式。目前這種模式的成本由發(fā)電側(cè)承擔，收益來源主要是增加新能源消納、提供電網(wǎng)一次、二次調(diào)頻輔助服務、不同時段充放電的價差套利和政策補貼等，涉及的價格機制包括新能源上網(wǎng)電價以及峰谷電價、分時電價等。隨著新能源電量平價上網(wǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)運營壓力不斷加大。為提升電源側(cè)儲能的經(jīng)濟性，部分地區(qū)開始探索共享儲能、獨立儲能、容量租賃等建設運營模式創(chuàng)新，以提升配建儲能項目的綜合效益。
二是電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制。電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于提供調(diào)峰和調(diào)頻等電力輔助服務，增加電網(wǎng)穩(wěn)定性，目前主要以獨立儲能為主，主要由電網(wǎng)公司統(tǒng)一投資和管理運營。相關政策允許電網(wǎng)公司通過核定輸配電價向用戶側(cè)疏導一部分儲能成本，或者以租賃的形式將部分容量交給其他市場主體經(jīng)營。理論上電網(wǎng)側(cè)儲能收益來源除了輸配電價收入外，還包括輔助服務、電力市場價差套利、容量補償收入和容量租賃收入等。但由于輔助服務市場機制尚未成熟，各省市規(guī)則不同，多數(shù)情況下儲能不能獲得全部渠道的收益，導致儲能所獲得的服務補償不能完全反映其對系統(tǒng)調(diào)節(jié)的貢獻，僅僅通過輔助服務市場獲利目前還無法覆蓋儲能的投資成本，其他社會資本投資電網(wǎng)側(cè)儲能的意愿不高。
三是用戶側(cè)儲能價格機制。用戶側(cè)儲能主要服務所配套的工商業(yè)用戶，通過發(fā)揮優(yōu)化負荷曲線、需量管理、支撐綜合能源服務以及需求側(cè)響應等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。與電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能相比，用戶側(cè)儲能裝機容量較小、布局分散、可以自主調(diào)控，這些特點決定其發(fā)展動力來源于市場。目前，用戶側(cè)儲能主要通過峰谷差價、減少基本電費、參與需求響應獲取補貼、降低增容費用等方式盈利。目前國內(nèi)大部分省份分時電價價差區(qū)間較低，且運營策略多為每天一充一放，用戶側(cè)儲能項目全生命周期內(nèi)回收成本困難。
堅持“三統(tǒng)一”原則，完善價格機制
堅持功能與價值相統(tǒng)一原則。與一般電源和抽水蓄能相比，新型儲能具有更多的功能，例如，平衡和穩(wěn)定新能源發(fā)電出力，實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，有效提供系統(tǒng)調(diào)頻和備用容量等輔助服務以及減少電量損失等。所以，新型儲能價格機制完善和改革的方向是實現(xiàn)功能與價值相統(tǒng)一，基于儲能不同的功能完善價格機制。
堅持成本與收益相統(tǒng)一原則。新型儲能一次性投資大，政策風險高，而儲能利用不定時、不定量，多為備用狀態(tài)，利用率不高。因此，保障儲能投資可持續(xù)性的前提是保證項目投資收益率達到一定的合理水平，能彌補其成本。新型儲能價格機制需要做到成本與收益相統(tǒng)一：首先，要建立穩(wěn)定的收益機制保障固定投資的回收；其次，要按照“誰受益、誰分擔”的原則，將儲能項目變動成本完全疏導下去。
堅持綜合施策與分類施策相統(tǒng)一原則。在綜合施策方面，目前大多數(shù)國家沒有出臺獨立的新型儲能電價機制，新型儲能與其他主體一樣參與到市場競爭中，通過參與電能量市場、輔助服務市場等多種形式獲得多重效益。我國也是如此，除了制定科學合理的新型儲能價格機制，還需要通過加快推進電力現(xiàn)貨市場建設、完善輔助服務市場等方式共同發(fā)力推進。在分類施策方面，當前我國電價存在政府管制和市場定價不同的定價方式，再加上新型儲能應用場景不同，收益模式不一樣，需要合理劃分新型儲能分類，實現(xiàn)分類施策。
四項建議，統(tǒng)籌推進
首先，建議出臺單獨的電源側(cè)儲能購放電價格政策。對新能源配建儲能項目購放電價格、輸配電價以及結(jié)算方式等作出具體規(guī)定。其中，在購電價格方面，向電源購電情況下按購電電源的標桿上網(wǎng)電價計算購電價格；向電網(wǎng)購電情況下，按用戶類型及電壓等級對應時間如低谷時的銷售電價計算購電價格。在放電價格方面，直接交易情況下按適用于用戶的目錄銷售電價向用戶收??；向電網(wǎng)賣電情況下，按所在地最高水平的可再生能源上網(wǎng)電價結(jié)算，不考慮購入電源的種類。此外，要明確是否支付輸配電價和電價附加。
其次，建議對于電網(wǎng)側(cè)儲能電站采用競爭性兩部制電價機制。電網(wǎng)側(cè)儲能包括電網(wǎng)替代性儲能設施和電網(wǎng)側(cè)儲能電站。其中，電網(wǎng)替代性儲能設施作為電網(wǎng)建設的一種技術手段，不能獨立運行，但可以明顯減少變電容量及輸配電線路的建設，降低電網(wǎng)投資。建議納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。而電網(wǎng)側(cè)儲能電站，接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度控制，具備調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用等功能，用以保障公共電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行或提升其整體經(jīng)濟性，可以獨立運行。建議近期建立儲能電站競爭性電價機制。
再次，建議進一步完善分時電價、峰谷電價等政策。2021年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，對分時電價機制進行了優(yōu)化和完善。其中包括優(yōu)化峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、建立動態(tài)調(diào)整機制以及加強與電力市場的銜接等方面。建議未來以推動形成合理的峰谷電價價差為核心，進一步完善用戶側(cè)儲能價格形成機制：推行季節(jié)性電價、豐水和枯水期電價、節(jié)假日電價以及針對更大用戶范圍的峰谷電價，并對峰谷電價價差水平適時進行合理調(diào)整，適度拉大峰谷價差，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，以保證儲能投資回收。同時，推動形成合理的用戶分時電價，完善需求側(cè)響應可中斷負荷電價機制，支持用戶側(cè)儲能價值的充分發(fā)揮。
最后，建議加快儲能參與電力現(xiàn)貨市場進度，增加服務種類。電力現(xiàn)貨市場可以反映實際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現(xiàn)儲能的能量價值，儲能獨立進入電力現(xiàn)貨市場是大勢所趨。2022年山東率先推出新型儲能參與現(xiàn)貨市場交易，隨后陜西、甘肅等省份也陸續(xù)發(fā)布政策推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場運行。因此，應加快電力現(xiàn)貨市場建設，完善儲能參與電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，增加儲能可參與的電力市場服務種類，例如可以探索將快速調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡速率等納入新型電力輔助服務交易品種，制定儲能參與新的電力輔助服務品種的市場規(guī)則，更大化地體現(xiàn)儲能可以提供多種服務的靈活性和優(yōu)異性，通過市場化的手段提升儲能收益。2月8日，國家能源局山東能監(jiān)辦印發(fā)《山東電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，這是國內(nèi)出臺的首個針對電力爬坡輔助服務的專項政策。
