勾畫藍(lán)圖，布局謀篇挈領(lǐng)

 

10月，國家發(fā)布了《中共中央國務(wù)院關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》《國務(wù)院關(guān)于印發(fā)2030年前碳達(dá)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(gòu)建清潔低碳安全高效能源體系、建設(shè)新型電力系統(tǒng)的重要布局和主要工作之一。并在國務(wù)院文件中首次明確了到2025年，新型儲能裝機(jī)容量達(dá)到3000萬千瓦以上的總體目標(biāo)，在“十四五”時期我國儲能產(chǎn)業(yè)將至少實(shí)現(xiàn)10倍以上的增長。

 

為推進(jìn)儲能規(guī)模化發(fā)展，國家能源局近期出臺了4項(xiàng)與儲能相關(guān)的直接政策，《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)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(shù)發(fā)展、各領(lǐng)域應(yīng)用的主要任務(wù)。《新型儲能項(xiàng)目管理規(guī)范（暫行）》、《電化學(xué)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(guān)管理部門的安全職責(zé)進(jìn)行了梳理和劃分，明確各環(huán)節(jié)消防安全的管理與責(zé)任。《電化學(xué)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(xué)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(jìn)行頂層設(shè)計(jì)，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(hù)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(yīng)，為儲能在“十四五”時期實(shí)現(xiàn)安全、優(yōu)質(zhì)、規(guī)模化發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

 

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(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，首次將新型儲能作為市場化落實(shí)并網(wǎng)條件之一；2021年8月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)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(dāng)于在過渡階段建立一個調(diào)節(jié)資源的市場。

 

據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟全球數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計(jì)，截止到今年6月底，新型儲能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為3571.4MW/7683.0MWh，新增裝機(jī)規(guī)模為302.2MW/623.3MWh，同比增長95%，其中可再生能源側(cè)儲能的新增裝機(jī)占比最大為52%。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)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(fēng)電、光伏發(fā)電規(guī)模合計(jì)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(gòu)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(fēng)電逐步實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)的趨勢下進(jìn)行綜合考慮，在現(xiàn)階段確實(shí)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(jìn)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(dān)的責(zé)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(wù)，減少新能源場站的考核，通過參與輔助服務(wù)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(dǎo)其成本，這需要建立有效地市場機(jī)制，更需要形成合理的成本傳導(dǎo)機(jī)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(cè)儲能迎來勃勃生機(jī)

 

2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)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(chǔ)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(guān)于進(jìn)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(jìn)入市場的工商業(yè)用戶全部進(jìn)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(guān)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(fù)荷。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的測算，若用戶側(cè)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(shí)現(xiàn)盈虧平衡（詳見附表2）。

 

同時，為應(yīng)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(yīng)、虛擬電廠、可調(diào)負(fù)荷等資源的整合與支持。如安徽出臺的《關(guān)于試行季節(jié)性尖峰電價和需求響應(yīng)電價的通知（征求意見稿）》，制定了分鐘、秒級的需求響應(yīng)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，并提出對可調(diào)容量進(jìn)行補(bǔ)貼，結(jié)合安徽的分時電價政策，用戶側(cè)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(jìn)行資金補(bǔ)貼，作為緩解當(dāng)?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(bǔ)貼+儲能系統(tǒng)容量置換+需求響應(yīng)電量及容量的補(bǔ)貼+峰谷差套利，用戶側(cè)儲能可以實(shí)現(xiàn)多重收益，具備可觀的經(jīng)濟(jì)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(bǔ)貼，儲能負(fù)荷可以沖抵工廠錯時用電的指標(biāo)，與光伏相結(jié)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(cè)儲能可以推廣應(yīng)用的區(qū)域進(jìn)一步擴(kuò)大，用戶側(cè)儲能的多重價值得以認(rèn)可，在市場的推動下，我們始終認(rèn)為用戶側(cè)儲能是最有效、最經(jīng)濟(jì)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(wù)市場“正途”，地方市場尚需推進(jìn)

 

2021年8月，國家能源局公開征求《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定（征求意見稿）》《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法（征求意見稿）》的意見，俗稱新版“兩個細(xì)則”，正式將新型儲能作為市場主體，納入到國家并網(wǎng)運(yùn)行管理及輔助服務(wù)管理中。新增轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、調(diào)相、穩(wěn)控切機(jī)、快速切負(fù)荷等輔助服務(wù)品種，以進(jìn)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(dān)共享機(jī)制，疏導(dǎo)電力系統(tǒng)運(yùn)行日益增加的輔助服務(wù)費(fèi)用。新版“兩個細(xì)則”的修訂，開啟了我國輔助服務(wù)市場新構(gòu)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(wù)政策，這將推動新一輪輔助服務(wù)市場的改革和建設(shè)。

 

而在目前燃煤電價大幅上漲，電力供應(yīng)緊張，調(diào)峰資源不足的情況下，一些區(qū)域的輔助服務(wù)市場加大對靈活性改造的火電機(jī)組予以政策支持和價格補(bǔ)貼。如今年9月出臺的，《山東電力輔助服務(wù)市場運(yùn)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(bǔ)償費(fèi)用計(jì)算公式中增加了AGC輔助服務(wù)貢獻(xiàn)值，其中直調(diào)公用火電機(jī)組貢獻(xiàn)值為1，儲能為0.1，若儲能與火電機(jī)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(yùn)營規(guī)則（暫行）》的通知，明確電網(wǎng)側(cè)、常規(guī)電源側(cè)、用戶側(cè)等儲能項(xiàng)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(dú)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(fèi)用的分?jǐn)偂馁M(fèi)用分?jǐn)偣絹砜矗履茉磮稣緦⒎謹(jǐn)偢啾壤恼{(diào)峰容量費(fèi)用。

 

上述兩項(xiàng)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(guān)系復(fù)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(dú)立儲能、共享儲能建設(shè)的背景下，還應(yīng)統(tǒng)籌考慮可再生能源、火電、儲能等各主體在構(gòu)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(shè)置系數(shù)降低儲能的市場競爭力，不應(yīng)是市場運(yùn)行的長久之計(jì)，需要各市場主體共同參與，共同推進(jìn)公平、長效的市場機(jī)制建立。

 

附表1：2021年各地光伏、風(fēng)電配置儲能政策

 

附表2：2021年各地分時電價相關(guān)政策

 

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