關(guān)于電網(wǎng)側新型儲能成本疏導機制的思考

新型儲能是支撐新型電力系統建設、最大限度利用風(fēng)光等綠色能源的關(guān)鍵技術(shù)，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機規模（不含儲熱）超過(guò)400萬(wàn)千瓦。當前電網(wǎng)側新型儲能的功能以促進(jìn)局部地區新能源消納、替代輸變電工程投資為主，但其綜合性、全局性功能發(fā)揮不足。同時(shí)當前儲能發(fā)展受限于成本疏導機制尚不明確，完全通過(guò)參與市場(chǎng)化方式回收投資成本仍存在難度和風(fēng)險。本文結合新型電力系統建設需求，分析電網(wǎng)側新型儲能的功能定位，并研究提出可能的成本回收機制，為后續推廣應用提供發(fā)展思路。

一、電網(wǎng)側新型儲能是構建新型電力系統不可或缺的重要支撐調節性資源

新型電力系統建設對新型儲能存在巨大剛性需求。“雙碳”目標下，適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統建設面臨諸多挑戰。近期，新能源受限于隨機性、間歇性的發(fā)電特性尚無(wú)法為系統提供可靠電力支撐，同時(shí)，隨著(zhù)新能源占比不斷提升，僅靠挖潛常規電源和電網(wǎng)的靈活性無(wú)法滿(mǎn)足系統調節能力建設需求。遠期，隨著(zhù)新能源逐步成為電力系統裝機和發(fā)電量的“雙主體”，新能源出力和負荷特性存在季節性不匹配的問(wèn)題，系統跨月跨季平衡調節問(wèn)題逐步凸顯。新型電力系統建設亟需多時(shí)間尺度儲能設備規?；瘧?，通過(guò)將電能量跨時(shí)空轉移，徹底改變傳統電力系統發(fā)輸配用實(shí)時(shí)平衡模式，逐漸向源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動(dòng)的延時(shí)平衡模式轉變，支撐新能源成為主體電源。根據電規總院前期研究，預計2030年對于新型儲能規模需求超過(guò)1億千瓦，2060年超過(guò)10億千瓦，中遠期對于新型儲能時(shí)長(cháng)需求達到10小時(shí)以上。

電網(wǎng)側新型儲能相比于電源側、負荷側儲能具備系統性、全局性?xún)?yōu)勢。當前我國新型儲能布局以電源側為主，占比約55%，電網(wǎng)側新型儲能占比約三分之一。相比于電源側、負荷側儲能，電網(wǎng)側新型儲能布局在電網(wǎng)關(guān)鍵節點(diǎn)，單站規模較大，接入電壓等級較高，且具備獨立運行條件，因此更適宜參與全局統一調控，更具備系統性、全局性?xún)?yōu)勢。電網(wǎng)側新型儲能有望在支撐電力保供、提升系統調節能力、保障系統安全穩定運行等全局系統功能方面發(fā)揮重要作用。另外，由于不同新能源場(chǎng)站出力具備互補特性，相較于電源側分散布置，在電網(wǎng)側關(guān)鍵節點(diǎn)集中布置可相應地減少儲能需求。根據電規總院前期研究，在滿(mǎn)足系統同等調節能力需求的前提下，電網(wǎng)側布局比電源側可減少20%～30%左右的儲能容量。

“十四五”電網(wǎng)側新型儲能亟需多元化場(chǎng)景下發(fā)展提速。一是綜合考慮全社會(huì )用電量增長(cháng)、煤電建設積極性不足、新能源可靠替代能力較低、跨省區輸電通道建設進(jìn)度存在不確定性等因素，預計2023年、2024年全國電力供應保障壓力較大，電網(wǎng)側新型儲能建設周期短、布局靈活，通過(guò)發(fā)揮電量轉移、頂峰供電作用，可及時(shí)緩解電力供應保障壓力。二是“十四五”期間風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電量預計實(shí)現翻倍，對于系統調節能力建設存在巨大需求，在充分挖掘火電靈活性改造、抽蓄等常規調節措施潛力的情況下，仍需統籌配置電網(wǎng)側、電源側新型儲能滿(mǎn)足新能源消納要求。三是結合國家正在推進(jìn)的沙漠戈壁荒漠地區大型新能源基地項目，為滿(mǎn)足通道可靠容量支撐和清潔能源電量占比不低于50%要求，以及提升通道運行穩定性，需要配置電網(wǎng)側新型儲能。四是建設電網(wǎng)側新型儲能可有效緩解輸電阻塞，提升電網(wǎng)末端供電能力，替代輸變電設施投資升級。綜合考慮以上四類(lèi)應用場(chǎng)景，根據電規總院前期研究，“十四五”期間全國電網(wǎng)側新型儲能總需求規模超過(guò)5000萬(wàn)千瓦，時(shí)長(cháng)需求2~4小時(shí)。

二、當前機制下電網(wǎng)側新型儲能成本回收存在較大壓力

電網(wǎng)側新型儲能商業(yè)模式有待健全，當前以租賃為主的發(fā)展模式不具備可持續性。“十三五”以來(lái)，電網(wǎng)側新型儲能經(jīng)歷波動(dòng)式發(fā)展，2018年呈現爆發(fā)式增長(cháng)，受政策調整影響，2019年電網(wǎng)側新型儲能發(fā)展減速。當前電網(wǎng)側新型儲能發(fā)展以租賃模式為主，即業(yè)主建設儲能電站后，通過(guò)容量租賃方式，由電網(wǎng)公司支付租賃費用，租賃期限結束后，再由業(yè)主將資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。當前租賃費用主要由電網(wǎng)企業(yè)自己承擔，尚無(wú)疏導渠道。已投運項目主要集中在中東部發(fā)達地區，比如江蘇、山東、河南、湖南、廣東等省份，長(cháng)期來(lái)看該模式不具備可持續性。

現行電力市場(chǎng)機制下電網(wǎng)側新型儲能較難實(shí)現成本回收。按照電化學(xué)儲能當前造價(jià)測算，儲能電站購售電價(jià)差在0.7～0.8元/千瓦時(shí)左右才能基本實(shí)現成本回收。從新型儲能參與現貨市場(chǎng)的情況來(lái)看，目前僅有部分地區明確新型儲能參與現貨市場(chǎng)的主體地位，2022年3月山東率先推動(dòng)獨立儲能參與電力現貨交易，根據3月山東現貨市場(chǎng)運行情況，儲能電站充放電最大峰谷價(jià)差為0.612元/千瓦時(shí)，且充放電平均峰谷價(jià)差遠低于最大價(jià)差。從新型儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的情況來(lái)看，當前尚未完全建立按效果付費的機制，無(wú)法體現電網(wǎng)側儲能對于電力系統調節支撐等多元化價(jià)值，且補償標準的延續性不足，目前各地對于新型儲能參與調峰的補償標準約0.2～0.5元/千瓦時(shí)。根據上述分析，基于當前市場(chǎng)機制，電網(wǎng)側新型儲能較難實(shí)現成本回收。

三、關(guān)于電網(wǎng)側新型儲能成本疏導機制的思考

大力推廣電網(wǎng)側共享新型儲能的創(chuàng )新模式應用。在部分新能源資源條件較好、系統調節壓力較大的地區，可考慮率先開(kāi)展電網(wǎng)側新型儲能共享發(fā)展模式示范，共享儲能電站與多家新能源企業(yè)交易，利用新能源發(fā)電側利潤補貼共享儲能電站，成本不傳導至用戶(hù)側造成電價(jià)增加。該模式下，儲能投資商、新能源企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)及地方政府可實(shí)現多方共贏(yíng)。根據前述分析，在電網(wǎng)側關(guān)鍵節點(diǎn)布局，比電源側減少20%~30%左右的儲能容量。因此，對于新能源企業(yè)，相較于自建電源側儲能，購買(mǎi)共享儲能電站調峰服務(wù)投資更低。對于電網(wǎng)企業(yè)，通過(guò)支付給共享儲能電站少量租賃費用，獲得優(yōu)質(zhì)調度資產(chǎn)，發(fā)揮支撐電力保供、提升系統調節能力、保障系統安全穩定運行等全局系統功能，保障系統安全可靠運行。對于地方政府，通過(guò)引入共享儲能模式有效促進(jìn)當地新能源發(fā)展，帶動(dòng)儲能產(chǎn)業(yè)鏈及地方經(jīng)濟發(fā)展。

積極推動(dòng)構建體現電網(wǎng)側新型儲能多元價(jià)值的市場(chǎng)體系。電網(wǎng)側新型儲能可為電力系統提供電能量服務(wù)、輔助服務(wù)、容量保障服務(wù)等多重服務(wù)，后續可進(jìn)一步通過(guò)市場(chǎng)體系的完善體現其多元化價(jià)值。在電能量市場(chǎng)中，逐步放開(kāi)現貨市場(chǎng)限價(jià)，適當擴大現貨市場(chǎng)價(jià)差，充分體現電網(wǎng)側儲能提供稀缺性、電力資源的價(jià)值。在輔助服務(wù)市場(chǎng)中，加快構建有功平衡服務(wù)、無(wú)功平衡服務(wù)、事故應急及恢復服務(wù)等多元化輔助服務(wù)市場(chǎng)，充分體現儲能對于系統的平衡調節、快速調頻調壓等優(yōu)勢價(jià)值，保障儲能獲取多重收益。同時(shí)探索建立容量保障機制，參考美國、英國、澳大利亞等國際先進(jìn)經(jīng)驗，通過(guò)開(kāi)展容量交易市場(chǎng)或容量補償工作，體現電網(wǎng)側新型儲能保障電力可靠供應的系統價(jià)值。同時(shí)，積極協(xié)調上述各市場(chǎng)機制的關(guān)系，促進(jìn)銜接融合發(fā)展。