儲能作為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對改善新能源電源的系統(tǒng)友好性，破解電力生產(chǎn)和消費同時完成的傳統(tǒng)模式，改善負(fù)荷需求特性，推動新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展起著關(guān)鍵的作用。推動儲能更好實現(xiàn)規(guī)�；�、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展，離不開價格機(jī)制和商業(yè)模式的進(jìn)一步完善。近日，本報記者就相關(guān)問題采訪了電力規(guī)劃設(shè)計總院常務(wù)副院長胡明。
問：目前儲能主要包括哪幾類技術(shù)手段？它們的發(fā)展情況如何？
答：目前，儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。其中，抽水蓄能是當(dāng)前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的儲能技術(shù)，適合規(guī)�；_發(fā)建設(shè)。截至2022年底，我國抽水蓄能電站裝機(jī)規(guī)模約4579萬千瓦，根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021―2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。
新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的各類儲能技術(shù)，包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同技術(shù)路線。新型儲能受站址資源約束較小、布局靈活、建設(shè)周期較短，可實現(xiàn)與電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷各要素緊密結(jié)合，有利于平衡新能源電源電力與電量關(guān)系，提高系統(tǒng)友好性、增強(qiáng)電網(wǎng)彈性、改善負(fù)荷柔性，與抽水蓄能在源側(cè)、網(wǎng)側(cè)、荷側(cè)形成不同的功能互補(bǔ)，共同為新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供支撐。截至2021年底，全國新型儲能裝機(jī)超過400萬千瓦，預(yù)計2025年將達(dá)到3000萬千瓦以上。
問：目前抽水蓄能的商業(yè)模式和價格形成機(jī)制如何？
答：抽水蓄能已形成清晰的商業(yè)模式。
國家發(fā)展改革委于2021年印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》，在堅持兩部制電價機(jī)制的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步完善了抽水蓄能價格疏導(dǎo)機(jī)制。
容量電價按電站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能對系統(tǒng)的容量支撐價值，提供了穩(wěn)定的收益預(yù)期，目前已明確納入省級電網(wǎng)的輸配電價回收，按經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%進(jìn)行核價。
電量電價按抽發(fā)電量核算變動收入，由過去的政府核定模式，轉(zhuǎn)變?yōu)橐愿偁幮苑绞叫纬�，在電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)，按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；在其他地區(qū)，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行，抽水電價按其75%執(zhí)行，并鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購抽水電量，進(jìn)一步體現(xiàn)其調(diào)峰價值。
隨著配套政策及價格機(jī)制不斷完善，各方對于抽水蓄能的投建積極性顯著提高，未來抽水蓄能電站將進(jìn)入加速發(fā)展期。
問：請介紹一下新型儲能在不同應(yīng)用場景下的商業(yè)模式和價格政策，目前面臨哪些難點？
答：目前，國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發(fā)揮的作用不盡相同，商業(yè)模式也有較大差別。
新能源電站配置儲能是當(dāng)前新型儲能增量的主體，各地對于新建新能源電站配置儲能的比例和時長要求不同，一般在10%至25%、1至4個小時。通過配置儲能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場等獲取收益，但多數(shù)情況下，新型儲能成本主要納入新能源電站發(fā)電收入分?jǐn)�。除配建儲能外，新能源電站可向獨立儲能電站租賃或購買儲能容量，如山東、青海等地正在推進(jìn)的共享儲能模式。容量租賃費用是共享儲能電站的主要收入，此外，在部分地區(qū)其可參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場獲取收益。
除共享儲能以外的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能，在當(dāng)前的電力市場體系下，僅通過參與電力現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場難以滿足投資收益，限制了其大規(guī)模發(fā)展。國家發(fā)展改革委、國家能源局的多項文件提出，要研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機(jī)制，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收，為電網(wǎng)側(cè)儲能電價機(jī)制指明了方向。
用戶側(cè)儲能主要利用峰谷價差套利。2021年國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，各地陸續(xù)明確尖峰電價機(jī)制，進(jìn)一步拉大峰谷電價差，增大用戶側(cè)儲能收益空間。
總體看，鑒于新型儲能的應(yīng)用場景廣泛、技術(shù)發(fā)展程度不一、成本相對較高，參照抽水蓄能形成統(tǒng)一價格機(jī)制的難度很大。同時，我國電力市場建設(shè)處于起步階段，各地結(jié)合自身特點在新型儲能參與市場機(jī)制設(shè)計上開展了有益嘗試，但現(xiàn)有市場和價格機(jī)制難以全面反映新型儲能的多重價值，可持續(xù)的商業(yè)模式仍需進(jìn)一步探索。
問：未來，應(yīng)通過哪些舉措進(jìn)一步完善儲能的商業(yè)模式和價格機(jī)制？
答：下一步，推動儲能商業(yè)模式和價格機(jī)制進(jìn)一步完善，還需多方面形成合力。
一是“分類施策”完善新型儲能成本疏導(dǎo)機(jī)制，開展政策試點示范。對“新能源+儲能”項目在并網(wǎng)、消納、考核等方面給予支持，提高新能源企業(yè)建設(shè)儲能的積極性。加快開展獨立儲能電站容量電價和電網(wǎng)替代性儲能納入輸配電價的相關(guān)機(jī)制研究，在有條件地區(qū)開展先行先試。
二是持續(xù)推進(jìn)電力市場體系建設(shè)，推動儲能獲取多重收益。加快推進(jìn)電力中長期交易市場、電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等建設(shè)進(jìn)度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，完善充分反映儲能多重價值的市場機(jī)制，真正實現(xiàn)按效果付費。
三是強(qiáng)化新型儲能技術(shù)創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)，加快推動成本下降。加強(qiáng)以企業(yè)為主體、市場為導(dǎo)向、產(chǎn)學(xué)研用相結(jié)合的儲能技術(shù)創(chuàng)新體系建設(shè)，著力推動新型儲能技術(shù)多元創(chuàng)新、加速技術(shù)更新迭代，不斷完善材料、部件、集成等上下游產(chǎn)業(yè)鏈，促進(jìn)新型儲能成本下降。
四是推動新型儲能商業(yè)模式創(chuàng)新，促進(jìn)源荷高效互動。加強(qiáng)新型儲能與“云大物移智鏈”等信息技術(shù)結(jié)合，推動儲能要素融入虛擬電廠、負(fù)荷聚合商、微電網(wǎng)等新興市場主體，充分挖掘新型儲能價值潛力。
五是研究儲能支撐多領(lǐng)域減碳作用，探索參與碳交易。充分發(fā)揮儲能在新能源乃至能源、交通、建筑等領(lǐng)域支撐減碳的價值，研究儲能參與碳交易的方式，爭取各領(lǐng)域減碳政策紅利。

【關(guān)閉窗口】【打印該頁】