建立電網(wǎng)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(wǎng)替代性，儲能設施成本收益納入輸配電價回收;完善峰谷電價政策。

 

• 電量補貼:南方電網(wǎng)“兩個細則”，按充電電量給予0.5元/千瓦時補償;《新疆電網(wǎng)發(fā)電側儲能管理暫行辦法》， 對執(zhí)行電力調度指令的儲能給出0.55元/千瓦時充電電價補償;《蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項引導資金管理辦法》 提出儲能項目自投運后按發(fā)電量0.3元/千瓦時進行補貼。

 

• 容量補貼:允許儲能參與需求側響應獲得容量補貼。江蘇、山東等省份制定或修改需求響應規(guī)則允許儲能參與 需求響應，并針對不同響應特性，制定了分級補償標準。

 

國家明確了儲能“市場主導、改革助推”的發(fā)展原則，通過市場盈利是我國儲能商業(yè)化應用的基本方向。國家層面積極推動電力市場化改革，為儲能商業(yè)化應用創(chuàng)造條件

 

中長期交易:2020年，《電力中長期交易基本規(guī)則》明確了儲能作為電力中長期交易的市場主體。

 

現(xiàn)貨市場:2017年，國家發(fā)改委發(fā)布《開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，對8個地區(qū)開展電力現(xiàn)貨市場建設試點，浙江、福建等省份的現(xiàn)貨市場方案中考慮將儲能納入現(xiàn)貨市場，參與電量交易。

 

電力輔助服務市場:2017年，國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，要求各地“按效果補償原則”盡快調整調峰調頻輔助服務計量公式，提高輔助服務補償力度，鼓勵儲能提供電力輔助服務

 

調峰方面:目前全國共20個省份或地區(qū)出臺了調峰輔助服務市場運營規(guī)則(含試運營)。儲能參與調峰的主要形式是與新能源發(fā)電開展雙邊交易，普遍要求容量達到4MW/10MWh，補償價格設定在0.1~0.2元/千瓦時之間。

 

調頻方面:目前我國共有6個省份或地區(qū)出臺了調頻輔助服務市場運營規(guī)則，其中廣東、福建、山西、江蘇允許儲能參與調頻。

 

報價和補償方式上引入“里程報價”，并設置出清價格上下限，執(zhí)行“按效果補償”機制。

 

以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)構建面臨多重挑戰(zhàn):

 

一是慣量問題，光伏、風電等無慣量 或弱慣量新能源代替?zhèn)鹘y(tǒng)機組，電力系統(tǒng)變“輕”;

 

二是調節(jié)能力問題，日內新能源自然功 率最大波動達到裝機的30%;

 

三是支撐能力問題，系統(tǒng)短路比一般需要傳統(tǒng)交流發(fā)電機進行 支撐，電力電子化將降低支撐能力，需要動態(tài)無功支撐。

 

 

受固有的隨機性和間歇性特征影響，新能源發(fā)電出力在負荷高峰期往往大幅低于裝機規(guī) 模，致使高峰時段的電力平衡難以保障。根據(jù)統(tǒng)計分析，度夏度冬期間，早峰時段風電、光 伏保證出力僅為4%、11%;晚峰期間風電保證出力雖然提升至9%，但光伏出力基本為零。

 

電化學儲能容量與新能源發(fā)展裝機、抽蓄發(fā)展速度密切相關。

 

2025年國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)電化學儲能容量需求3400萬千瓦左右，考慮電化學儲能電站實際可用率約為 70%，實際電化學儲能裝機需達到5000萬千瓦，平 均儲能時長2小時以上。

 

2030年電化學儲能容量需求將達1.26億千瓦，平均儲能時長2小時以上，占整個儲能容量比例超過50%。

 

 

在保持煤電新增裝機規(guī)模、新能源新增裝機優(yōu)先安排在消納較好省區(qū)的基礎上，考慮各 區(qū)域負荷峰谷差和同時率、以及新能源接入帶來額外調峰需求，按95%利用率扣除新能源反 調峰尖峰時段電量，預計2025年、2030年公司經(jīng)營區(qū)系統(tǒng)調峰需求達到6.7、10.6億千瓦。

 

在現(xiàn)有政策及未來電力市場改革推進下，儲能存在多種典型商業(yè)模式，可按服務對象分 成為電源服務、為電網(wǎng)服務和為用戶服務等三大類。

 

儲能聯(lián)合火電機組調頻:在火電廠安裝電儲能裝置，利用儲能毫秒級快速、穩(wěn)定、精準的充放電功率 調節(jié)特性，將儲能裝置與火電機組聯(lián)合調頻，提升傳統(tǒng)火電機組調頻性能指標。是我國現(xiàn)行輔助服務 考核機制下的特有形式，容量需求有限，市場快速飽和。山西等地區(qū)調頻市場啟動初期，儲能調頻收益較高，最短可在2~3年左右收回成本，但隨著市場飽和收益出現(xiàn)明顯下降。

 

 

新能源場站配置儲能減少棄電與并網(wǎng)考核:收益來源以棄電存儲為主，減少考核費用為輔，同時 可能享受電量補貼或優(yōu)先并網(wǎng)等政策優(yōu)惠。對于標桿電價較高且存在棄電的新能源電站有一定盈 利空間，考慮目前儲能全壽命周期度電成本，新能源上網(wǎng)電價應在0.5~0.6元/千瓦時以上;對 于“兩個細則”考核嚴格的地區(qū)，可通過減少偏差考核回收投資。

 

儲能通過共享方式參與調峰:由多個新能源場站與同一個儲能電站簽訂協(xié)議，共同使用儲能電站服務，儲能主要參與輔助服務市場盈利，盈利能力受儲能自身共享率和與新能源交易價格影響。

 

• 《南方區(qū)域電化學儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》中提出對于提供充電調峰服 務充電電量進行補償，補償標準為0.5元/千瓦時，《青海電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》中提出電網(wǎng)調用儲能設施參與青海電網(wǎng)調峰價格暫定0.7元/千瓦時。

 

• 考慮已有調峰輔助服務市場給予電化學儲能的調峰價格普遍不高，實際利用小時數(shù)偏低，目前采用該模式難以獨立支撐儲能商業(yè)化運行。

 

經(jīng)營性租賃模式:電網(wǎng)企業(yè)通過支付儲能投資商租賃費的形式應用儲能，目前相關租賃費用尚未明 確通過輸配電價疏導。

 

合同能源管理模式:儲能提供的節(jié)能降損等可量化的服務費用，由電網(wǎng)企業(yè)通過降損增加輸電量的 利潤空間中扣除，但節(jié)能降損服務費標準界定是關鍵問題。

 

容量電費模式:容量電費模式是參考抽水蓄能電站實行兩部制電價，對儲能容量進行補償。具備系統(tǒng)級調節(jié)能力的大容量電化學儲能，對于先進技術示范等特定項目可參照抽水蓄能采用容量電費模式，在完全電力市場化前對獨立儲能電站進行支持，容量電費核定參照抽蓄適當上調。

 

• 目前電化學儲能投資成本來看，其容量電費遠高于515元/千瓦·月的抽水蓄能平均容量電費，如張家口風光儲輸示范項 目容量電費達到每月2500萬元，折合儲能容量電費13636元/千瓦·年;測算大連液流電池儲能電站容量電價是抽水蓄能電站的4倍以上。

 

削峰填谷和需量管理模式:用電客戶在表內安裝儲能裝置，提高自身負荷調控能力和供電可靠性。受多輪降低一般工商業(yè)電價政策的實施影響，用戶側配置儲能削峰填谷積極性下降，普通工業(yè)和大工 業(yè)用戶安裝儲能僅少部分省能實現(xiàn)盈虧平衡。取消目錄電價后，收益預期不穩(wěn)但收益水平可能增加。

 

光儲一體化模式:電力用戶通過配置儲能提高分布式光伏自發(fā)自用率，減少電費支出。儲能與分布式 光伏結合經(jīng)濟性取決于用戶峰時電價與余電上網(wǎng)電價價差。

 

輸配電價模式:為了保障電網(wǎng)安全或供電能力，由電網(wǎng)公司作為公用事業(yè)部門投資或租賃或通過購買 服務的方式應用儲能項目，相關費用通過輸配電價疏導。

 

獨立參與調頻輔助服務市場:新能源快速發(fā)展帶來了頻率波動問題，獨立儲能電站參與快速調頻具有 顯著優(yōu)勢，是未來重要的商業(yè)模式。

 

獨立/聚合參與調峰輔助服務市場:獨立儲能電站調峰是指直接接入公用電網(wǎng)的儲能電站參與調峰輔 助服務市場的盈利模式。聚合儲能調峰是指聚合商、綜合能源服務商、售電公司等市場主體通過聚 合用戶側儲能參與參與電網(wǎng)調峰。

 

儲能參與現(xiàn)貨市場:當我國電力現(xiàn)貨市場機制建立健全之后，電化學儲能可通過現(xiàn)貨交易獲取收益。容量分拆出售或出租模式:由單個或多個社會第三方購買或租賃獨立儲能電站容量，分攤儲能電站投資建設成本。