勾畫藍圖，布局謀篇挈領

 

10月，國家發(fā)布了《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《國務院關于印發(fā)2030年前碳達峰行動方案的通知》兩份重磅文件，明確將推動新型儲能發(fā)展作為加快構建清潔低碳安全高效能源體系、建設新型電力系統(tǒng)的重要布局和主要工作之一。并在國務院文件中首次明確了到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上的總體目標，在“十四五”時期我國儲能產(chǎn)業(yè)將至少實現(xiàn)10倍以上的增長。

 

為推進儲能規(guī)模化發(fā)展，國家能源局近期出臺了4項與儲能相關的直接政策，《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》明確了“十四五”、“十五五”時期我國新型儲能發(fā)展的方向，部署了儲能在技術發(fā)展、各領域應用的主要任務。《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》、《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》兩份文件，規(guī)范了儲能全流程管理要求，明確“無歧視”并網(wǎng)，對國家各相關管理部門的安全職責進行了梳理和劃分，明確各環(huán)節(jié)消防安全的管理與責任。《電化學儲能電站并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議（示范文本）（征求意見稿）》由國家能源局與市場監(jiān)管總局聯(lián)合發(fā)布，首次針對新型電化學儲能電站形成并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議文本，破除了儲能參與市場交易，并網(wǎng)調(diào)度無據(jù)可依的狀態(tài)。

 

在儲能產(chǎn)業(yè)高速發(fā)展的初期，國家政策及時出臺，為儲能產(chǎn)業(yè)進行頂層設計，通過規(guī)范化管理為儲能規(guī)模發(fā)展、高質(zhì)量發(fā)展保駕護航，通過明確無歧視并網(wǎng)、形成并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議規(guī)范文本，打通儲能市場交易的最后一公里。上述政策的出臺，與國家“雙碳”戰(zhàn)略部署相呼應，為儲能在“十四五”時期實現(xiàn)安全、優(yōu)質(zhì)、規(guī)模化發(fā)展奠定基礎。

 

可再生能源配置儲能規(guī)劃最大，收益難題仍待破解

 

2021年5月國家能源局發(fā)布《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》，首次將新型儲能作為市場化落實并網(wǎng)條件之一；2021年8月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，首次在國家層面明確配建儲能的比例，由發(fā)電企業(yè)通過市場化方式配置調(diào)峰和儲能資源，相當于在過渡階段建立一個調(diào)節(jié)資源的市場。

 

據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟全球數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，截止到今年6月底，新型儲能的累計裝機規(guī)模為3571.4MW/7683.0MWh，新增裝機規(guī)模為302.2MW/623.3MWh，同比增長95%，其中可再生能源側儲能的新增裝機占比最大為52%。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟梳理，截止到今年10月，已有15個省份明確2021年或“十四五”時期，風電、光伏發(fā)電規(guī)模合計約199.5GW，按已公布的各省配置比例測算，儲能規(guī)劃約為21.7GW/43.4GWh（詳見附表1）。

 

要求新建可再生能源配置儲能等調(diào)峰資源，是在構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的背景下提出的，也是在光伏、風電逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)的趨勢下進行綜合考慮，在現(xiàn)階段確實影響了發(fā)電企業(yè)的部分收益，但是將可再生能源作為常規(guī)能源進行規(guī)劃、管理、考核是大勢所趨，也是未來可再生能源作為主體能源所必然要承擔的責任。配置儲能可以為新能源場站提供調(diào)峰、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、調(diào)壓、調(diào)相、慣量、爬坡等服務，減少新能源場站的考核，通過參與輔助服務市場獲取收益。

 

可再生能源場站無論是自建或者購買儲能等調(diào)峰資源，最終還是需要通過市場去疏導其成本，這需要建立有效地市場機制，更需要形成合理的成本傳導機制，去化解總是在發(fā)電企業(yè)之間平衡的內(nèi)卷，去改變儲能作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)節(jié)資源，卻總被視為擠占利益的尷尬身份。

 

完善分時電價，讓用戶側儲能迎來勃勃生機

 

2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》，制定了峰谷電價價差原則上不低于4:1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例不低于20%的原則。10月，由于煤價的快速上漲，各地用電緊張，拉閘限電頻發(fā)，國家發(fā)改委出臺《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，燃煤交易電價上下浮動原則上不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制的原則，并要求有序推動尚未進入市場的工商業(yè)用戶全部進入電力市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價。

 

隨著國家政策的推動以及供電緊張的壓力，目前已有14個省份出臺了完善分時電價的相關政策，通過拉大峰谷價差、優(yōu)化峰谷時段來調(diào)節(jié)用電負荷。根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟的測算，若用戶側儲能系統(tǒng)一天兩充兩放，峰谷價差在0.6元以上，可以基本實現(xiàn)盈虧平衡（詳見附表2）。

 

同時，為應對夏、冬兩季的電力緊張，各地政策也越發(fā)重視對需求響應、虛擬電廠、可調(diào)負荷等資源的整合與支持。如安徽出臺的《關于試行季節(jié)性尖峰電價和需求響應電價的通知（征求意見稿）》，制定了分鐘、秒級的需求響應補償標準，并提出對可調(diào)容量進行補貼，結合安徽的分時電價政策，用戶側儲能的收益相對客觀。

 

此外，一些縣市、園區(qū)也開始對儲能進行資金補貼，作為緩解當?shù)毓╇娋o張、園區(qū)招商的手段。如義烏市政策，對接受電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)儲能電站給予0.25元的補貼+儲能系統(tǒng)容量置換+需求響應電量及容量的補貼+峰谷差套利，用戶側儲能可以實現(xiàn)多重收益，具備可觀的經(jīng)濟性。

 

廣東肇慶高新區(qū)對安裝儲能的企業(yè)給予150元/KW,最高100萬元的補貼，儲能負荷可以沖抵工廠錯時用電的指標，與光伏相結合可以獲得更多的用電時間。

 

綜上，在各類政策的推動下，用戶側儲能可以推廣應用的區(qū)域進一步擴大，用戶側儲能的多重價值得以認可，在市場的推動下，我們始終認為用戶側儲能是最有效、最經(jīng)濟的調(diào)節(jié)手段之一，并將創(chuàng)造出更多元的商業(yè)模式。

 

儲能步入輔助服務市場“正途”，地方市場尚需推進

 

2021年8月，國家能源局公開征求《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定（征求意見稿）》《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法（征求意見稿）》的意見，俗稱新版“兩個細則”，正式將新型儲能作為市場主體，納入到國家并網(wǎng)運行管理及輔助服務管理中。新增轉動慣量、爬坡、調(diào)相、穩(wěn)控切機、快速切負荷等輔助服務品種，以進一步支撐新能源接入和消納，提升電力系統(tǒng)可靠性和電能質(zhì)量。同時推動建立用戶參與的分擔共享機制，疏導電力系統(tǒng)運行日益增加的輔助服務費用。新版“兩個細則”的修訂，開啟了我國輔助服務市場新構架，后續(xù)各地將按照國家的總體思路和原則，因地制宜制定各區(qū)域輔助服務政策，這將推動新一輪輔助服務市場的改革和建設。

 

而在目前燃煤電價大幅上漲，電力供應緊張，調(diào)峰資源不足的情況下，一些區(qū)域的輔助服務市場加大對靈活性改造的火電機組予以政策支持和價格補貼。如今年9月出臺的，《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)》，將調(diào)頻上限調(diào)整為8元/MW的同時，在調(diào)頻補償費用計算公式中增加了AGC輔助服務貢獻值，其中直調(diào)公用火電機組貢獻值為1，儲能為0.1，若儲能與火電機組同時參與出清，差值為10倍，儲能參與調(diào)頻將更無利可圖。

 

10月出臺的《華北電力調(diào)峰容量市場運營規(guī)則（暫行）》的通知，明確電網(wǎng)側、常規(guī)電源側、用戶側等儲能項目暫不參與調(diào)峰容量市場。新能源場站內(nèi)的儲能優(yōu)先場內(nèi)消納，其儲能裝置單獨作為市場主體參與調(diào)峰市場，不能參與容量市場，但是可以減少容量費用的分攤。從費用分攤公式來看，新能源場站將分攤更多比例的調(diào)峰容量費用。

 

上述兩項政策，我們充分理解其政策出臺的背景，在目前能源供給形勢緊張，市場關系復雜的情境下，政策制定方是綜合考慮后出臺的。然而，我們?nèi)砸粲酰诳稍偕茉窗幢壤渲脙δ埽瑖抑С忠?guī)模化發(fā)展儲能，鼓勵獨立儲能、共享儲能建設的背景下，還應統(tǒng)籌考慮可再生能源、火電、儲能等各主體在構建新型電力系統(tǒng)中的作用和意義。在過渡階段或通過政策將儲能排除在市場之外，或通過設置系數(shù)降低儲能的市場競爭力，不應是市場運行的長久之計，需要各市場主體共同參與，共同推進公平、長效的市場機制建立。

 

附表1：2021年各地光伏、風電配置儲能政策

 

附表2：2021年各地分時電價相關政策

 

注：本表峰谷電價差的計算以一般工商業(yè)10kv單一制電價為準，單位：元/kwh。