大力發展新型儲能產業是構建現代能源體系、推動能源行業高質量發展不可或缺的關鍵要素。

 

一是新型儲能是促進新能源高效消納利用的重要支撐。風電、光伏等新能源發電具有隨機性、波動性和間歇性等特點，明顯增加電網運行控制的難度和安全穩定運行的風險。隨著我國新能源發電占比的提升，如果沒有相應規模的新型儲能來進行靈活性調節支撐，將導致新能源利用率大幅下降。通過配建新型儲能，很大程度上可以平滑新能源發電輸出、解決不穩定問題，從而提高電能質量，實現對新能源的高效消納和利用。

 

二是新型儲能是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要手段。電力“即發即用、無法存儲”的特性，要求電力系統運行必須時刻保持生產供應與消費的動態平衡，且往往需要根據尖峰負荷用電需求增加電力投資，在電源和電網建設增加高昂成本的同時，也浪費了很多富余供電能力，導致電力系統“忙閑不均”、整體運行效率偏低。新型儲能技術的應用貫穿于電力系統發輸配用各個環節，通過“谷期充電、峰期放電”能夠實現電力系統“峰谷調節、跨期平衡”，緩解峰荷用電壓力，降低電力系統不必要投資，顯著提高發電裝機容量利用效率和電網運行效率。

 

三是新型儲能是催生能源產業新業態、新模式的關鍵技術。新型儲能技術與數字技術深度融合，將成為電、熱、冷、氣等多能源系統耦合轉換的樞紐，促進能源生產消費、開放共享和多能協同，有力支撐能源互聯網構建，促進能源產業新業態、新模式發展。新型儲能還是電動汽車、5G基站、大數據中心、物聯網、移動互聯網等方面的重要基礎設施，依托大數據、人工智能、區塊鏈等技術，通過儲能與交通、建筑、智慧城市等領域互聯互通，不斷催生新的應用場景和商業模式。

 

新型儲能商業應用場景越來越廣泛，初步具備盈利模式

 

當前，我國新型儲能的應用場景極為廣泛，根據在電力系統中的位置不同，新型儲能分為電源側儲能、電網側儲能和用戶側儲能。其中，電網側儲能又可細分為兩類：電網側替代性儲能和電網側獨立儲能。儲能參與電網調節模式主要有兩種，聯合式（聯合發電側、用電側參與電網調節）、獨立式（獨立并網，接受調度指令參與電網調節）。部分新型儲能已經進入商業化，初步形成了減少棄風棄光增加電費收入、參與調峰調頻獲得輔助服務補償、開展削峰填谷獲取價差等盈利模式，部分地區在合同能源管理、共享儲能等市場化運營模式方面取得突破。

 

一是電源側配置儲能。在火電廠內加裝兆瓦級儲能，利用儲能的快速調節性改善火電的調頻性能，從而獲得更高調頻輔助服務補償，最后實現儲能和火電廠增加收益分成模式。目前，廣東調頻市場的儲能投資約3~5年獲得回本。2020年以來，新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南、河南等20多個省、區紛紛出臺相關政策，要求風電、光伏等新能源場站配置不低于10%的儲能，主要有兩大作用，一是緩解新能源出力隨機性和不合理的棄風、棄光，解決新能源消納問題，二是快速響應調頻、調壓需求，使新能源從適應電網走向支撐電網。目前由于增加的投資成本難以彌補收益，新能源企業投資積極性普遍不高。

 

二是電網側配置儲能。主要用于減少或延緩電網設備投資、緩解電網阻塞，以及為電力系統提供調頻、無功支持等服務。根據2019年修訂印發的新版本《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號）和《省級電網輸配電價定價辦法》（發改價格規〔2020〕101號），電儲能設施費用不得計入電網企業輸配電成本，電網側儲能不具備盈利性。2021年7月，國家發改委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號），要求建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，這對于把儲能成本納入輸配電價留下了一定空間。

 

三是用戶側配置儲能。通過儲能削峰填谷，用戶將電價較高時段的電力需求轉移到電價較低時段，可以顯著降低用電成本。根據國外電力市場實踐及有關經驗，峰谷套利是用戶側儲能的重要收益來源，盈利能力受用戶側峰谷電價差影響較大。2021年7月，國家發改委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號），隨著峰谷價差的進一步拉大，未來用戶側儲能的經濟性將持續提升。

 

今年以來，國家加快構建以新能源為主體的新型電力系統，新型儲能產業迎來跨越式發展機遇，國家密集出臺了一系列重大利好政策，為國內新型儲能市場的發展打開了更大的商業化應用空間，并有望催生更多相關應用的盈利模式。6月，國家能源局印發我國第一個新型儲能管理規范《新型儲能項目管理規范（暫行）》（征求意見稿），從規劃引導、備案建設、并網運行、監測監督等方面提出了相關要求。7月，國家發改委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號），提出了“十四五”新型儲能發展的指導思想、基本原則和發展目標。到2025年，將實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，將實現新型儲能全面市場化發展。8月，國家發改委、國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138號），相對于《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出的原則性目標和路徑，對于解決電網調峰能力問題提出了更多實質性內容。

 

市場機制有待完善、投資回報機制有待清晰是制約新型儲能規模化發展的主要因素

 

從國外電力市場實踐經驗看，通過現貨市場價差套利、提供調頻輔助服務等市場機制獲益，是新型儲能可持續健康發展的長效保障。比如，美國電力市場中，新型儲能主要通過提供調頻輔助服務獲得收益。2012年11月，美國聯邦能源管委會（PJM）將調頻資源分為響應較慢調頻資源（RegA）和快速響應調頻資源（RegD）。前者對應傳統調頻資源，能夠持續較長時間維持出力，但調節速率較慢。后者對應新的市場主體，比如儲能、可控負荷等，能夠快速響應、精準調節功率。在該項政策刺激下，PJM涌現了大量具有絕對優勢的儲能調頻項目。澳大利亞電力市場中，沒有成熟的容量補償體系，新型儲能主要通過尖峰時段稀缺高電價獲得收益。英國電力市場新型儲能主要通過容量市場機制和輔助服務市場機制（比如增強快速調頻，Enhanced Frequency Response）獲得收益，也可通過在平衡市場提供上下調節量以及價格尖峰時段發電獲得收益。當前，我國電力市場建設尚處于初級階段，新型儲能在電力市場中的身份定位、投資回報機制尚不清晰，影響了企業投資建設的積極性，制約了新型儲能產業的大規模發展和應用。

 

新型儲能市場主體地位不明確，參與電力市場缺乏頂層設計。從國外經驗來看，全球主要儲能應用國家普遍出臺政策文件，完善電力市場運營規則，逐步降低儲能參與電力市場門檻，為儲能參與電力市場提供支持和保障。2018年2月，PJM發布841法案（Final Rule on Electric Storage Resource Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organisations,or RTOs,and Independent System Operators,or ISOs），要求RTOs和ISOs建立相關的批發電力市場模式、市場規則，包括儲能技術參數、參與市場的規模要求以及資格等，以便儲能可以參與RTOs和ISOs運營的所有電力市場。英國通過雙邊市場、平衡市場、輔助服務市場和容量市場等一系列市場化機制，保障儲能投資回報，中小型儲能甚至可以以聚合商為媒介參與市場。目前，新型儲能在我國電力市場中仍屬于新興事物，頂層規劃和設計還不到位，對于儲能參與電力市場交易的獨立身份，在很多地方還只是原則性規定，具體的價格、調度、結算等規定都不夠清晰，一定程度上影響儲能設施的運行效能和投資回報收益。

 

新型儲能商業模式尚不清晰，缺乏可持續發展的動力。在發電側，相比國外儲能設施主要以獨立身份參與電力市場，我國儲能設施大多與發電機組聯合，獨立運營機制尚未完全理順；部分地區將配套儲能作為新建風電、光伏發電項目的前置條件，但存在“重建設輕調度”“重容量輕電量”等問題。此外，電源側儲能參與輔助服務市場，部分地區已出臺的政策可操作性不強，落地執行難度較大，投資收益無法保障，發電企業投資動力不足。在電網側，第二輪輸配電價核價時未納入電網有效資產，投資成本無法疏導，電網企業投資積極性不高。此外，電網側儲能缺乏科學有效的監管和規劃，難以判斷項目替代輸配電投資或延緩輸配電網升級改造的效果，無法保障投資合理性。在用戶側，目前盈利模式過于單一，主要通過峰谷價差獲得收益，但峰谷價差調節機制尚不完善、作用發揮不夠，特別是隨著近年來用戶側電價持續下降，進一步降低了投資回報，造成用戶側儲能投資積極性下降。

 

加快電力市場建設，為新型儲能產業規模化發展提供長效保障機制

 

“十四五”期間，隨著我國電力體制改革的不斷深化和電力現貨市場的不斷成熟、新能源實現大規模并網、分布式能源體系逐步完善、電動汽車快速普及等，都將持續推動新型儲能市場規模穩步攀升。從長遠看，新型儲能只有在開放、規范、完善的電力市場中才可能建立可持續的盈利模式，亟須加快電力體制改革，完善價格和利益補償機制，優化市場化發展路徑，為儲能應用實現多重價值，提供高品質服務創造平臺。

 

開展新型儲能參與電力市場的框架設計。一方面，我國正在推動構建全國統一電力市場體系，開展頂層設計方案的重大問題研究、架構制定時，應切實加強前瞻性思考、全局性謀劃，將新型儲能作為框架體系重要內容予以考慮，為儲能提供公平的市場參與環境，體現其合理價值。另一方面，部分歐美國家已有的市場機制也面臨著儲能的不適配性問題，其應對措施和解決方案對于“雙碳”背景下我國統一電力市場體系建設具有一定的借鑒意義。我國在電能量市場、容量市場和輔助服務市場建設過程中應吸取這些經驗教訓，更好地設計新型儲能參與電力市場的發展框架。

 

推動新型儲能作為獨立主體參與市場交易。盡快明確新型儲能定位，并使其具備獨立的市場身份，推動儲能參與各類電力市場，是目前產業發展需要解決的首要難題。當前，要明確新型儲能電站備案、并網管理流程和技術規范要求。研究制定新型儲能設施調度運行規程和調用標準，明確調度關系歸屬、功能定位和運行方式。在電力現貨市場建設試點地區，要盡快修訂市場規則，允許新型儲能作為市場主體注冊。完善現貨市場及輔助服務市場交易系統，明確新型儲能、虛擬電廠、負荷集成商等需申報的物理和運行技術參數。允許新型儲能通過賺取現貨市場不同時段價差等方式獲得收益，同時加快建設調頻、備用輔助服務市場，因地制宜建立和完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制。

 

完善新型儲能產業發展的成本疏導和投資回報機制。對發電側儲能，完善“電源+儲能”發展模式，建立科學有效的輔助服務計價方法，探索通過多種電力市場交易機制回收成本。特別是在現貨市場試點地區推動“新能源場站+儲能”發展模式成為標配，建立完善的市場交易機制和價格補償機制。對電網側替代性儲能，履行必要的審核程序，經政府主管部門批準后，將輸變電設備替代的儲能設施納入輸配電有效資產，通過輸配電價回收。探索建立投資監管指標，對成本納入輸配電價的電網側替代性儲能實施獎懲監管。對電網側獨立儲能，在尚不具備完全通過市場形成價格的情況下，研究制定“容量+電量”兩部制電價政策，穩定補償建設成本、靈活補償運營成本。待條件逐步成熟后，推動儲能電站參與競爭性電力市場。對用戶側儲能，作為促進新型儲能發展的重點方向，充分發揮價格引導作用，實現投資獲取合理回報。在現貨市場試點地區，完善電力現貨市場價格機制，拉大現貨市場上下限價格，引導市場價格向用戶側傳導。在未開展現貨市場建設地區，根據電力供需實際情況適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發展創造電價獲益空間。研究通過市場價格信號引導、激勵用戶主動參與電力系統需求響應，在改善系統負荷特性的同時，增加用戶側儲能的盈利渠道。

 

本文刊載于《中國電力企業管理》（上旬）2021年10期，作者供職于中國南方電網有限責任公司改革發展研究中心。