勾畫藍圖，布局謀篇挈領

 

10月，國家發布了《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》兩份重磅文件，明確將推動新型儲能發展作為加快構建清潔低碳安全高效能源體系、建設新型電力系統的重要布局和主要工作之一。并在國務院文件中首次明確了到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上的總體目標，在“十四五”時期我國儲能產業將至少實現10倍以上的增長。

 

為推進儲能規模化發展，國家能源局近期出臺了4項與儲能相關的直接政策，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確了“十四五”、“十五五”時期我國新型儲能發展的方向，部署了儲能在技術發展、各領域應用的主要任務。《新型儲能項目管理規范（暫行）》、《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》兩份文件，規范了儲能全流程管理要求，明確“無歧視”并網，對國家各相關管理部門的安全職責進行了梳理和劃分，明確各環節消防安全的管理與責任。《電化學儲能電站并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》由國家能源局與市場監管總局聯合發布，首次針對新型電化學儲能電站形成并網調度協議文本，破除了儲能參與市場交易，并網調度無據可依的狀態。

 

在儲能產業高速發展的初期，國家政策及時出臺，為儲能產業進行頂層設計，通過規范化管理為儲能規模發展、高質量發展保駕護航，通過明確無歧視并網、形成并網調度協議規范文本，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”戰略部署相呼應，為儲能在“十四五”時期實現安全、優質、規模化發展奠定基礎。

 

可再生能源配置儲能規劃最大，收益難題仍待破解

 

2021年5月國家能源局發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，首次將新型儲能作為市場化落實并網條件之一；2021年8月，國家發改委發布《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》，首次在國家層面明確配建儲能的比例，由發電企業通過市場化方式配置調峰和儲能資源，相當于在過渡階段建立一個調節資源的市場。

 

據中關村儲能產業技術聯盟全球數據庫統計，截止到今年6月底，新型儲能的累計裝機規模為3571.4MW/7683.0MWh，新增裝機規模為302.2MW/623.3MWh，同比增長95%，其中可再生能源側儲能的新增裝機占比最大為52%。據中關村儲能產業技術聯盟梳理，截止到今年10月，已有15個省份明確2021年或“十四五”時期，風電、光伏發電規模合計約199.5GW，按已公布的各省配置比例測算，儲能規劃約為21.7GW/43.4GWh（詳見附表1）。

 

要求新建可再生能源配置儲能等調峰資源，是在構建以新能源為主體的新型電力系統的背景下提出的，也是在光伏、風電逐步實現平價上網的趨勢下進行綜合考慮，在現階段確實影響了發電企業的部分收益，但是將可再生能源作為常規能源進行規劃、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的責任。配置儲能可以為新能源場站提供調峰、一次調頻、二次調頻、調壓、調相、慣量、爬坡等服務，減少新能源場站的考核，通過參與輔助服務市場獲取收益。

 

可再生能源場站無論是自建或者購買儲能等調峰資源，最終還是需要通過市場去疏導其成本，這需要建立有效地市場機制，更需要形成合理的成本傳導機制，去化解總是在發電企業之間平衡的內卷，去改變儲能作為優質的調節資源，卻總被視為擠占利益的尷尬身份。

 

完善分時電價，讓用戶側儲能迎來勃勃生機

 

2021年7月國家發改委發布的《關于進一步完善分時電價機制的通知》，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，國家發改委出臺《關于進一步深化燃煤發電上網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入市場的工商業用戶全部進入電力市場，取消工商業目錄銷售電價。

 

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政策，通過拉大峰谷價差、優化峰谷時段來調節用電負荷。根據中關村儲能產業技術聯盟的測算，若用戶側儲能系統一天兩充兩放，峰谷價差在0.6元以上，可以基本實現盈虧平衡（詳見附表2）。

 

同時，為應對夏、冬兩季的電力緊張，各地政策也越發重視對需求響應、虛擬電廠、可調負荷等資源的整合與支持。如安徽出臺的《關于試行季節性尖峰電價和需求響應電價的通知（征求意見稿）》，制定了分鐘、秒級的需求響應補償標準，并提出對可調容量進行補貼，結合安徽的分時電價政策，用戶側儲能的收益相對客觀。

 

此外，一些縣市、園區也開始對儲能進行資金補貼，作為緩解當地供電緊張、園區招商的手段。如義烏市政策，對接受電網統調儲能電站給予0.25元的補貼+儲能系統容量置換+需求響應電量及容量的補貼+峰谷差套利，用戶側儲能可以實現多重收益，具備可觀的經濟性。

 

廣東肇慶高新區對安裝儲能的企業給予150元/KW,最高100萬元的補貼，儲能負荷可以沖抵工廠錯時用電的指標，與光伏相結合可以獲得更多的用電時間。

 

綜上，在各類政策的推動下，用戶側儲能可以推廣應用的區域進一步擴大，用戶側儲能的多重價值得以認可，在市場的推動下，我們始終認為用戶側儲能是最有效、最經濟的調節手段之一，并將創造出更多元的商業模式。

 

儲能步入輔助服務市場“正途”，地方市場尚需推進

 

2021年8月，國家能源局公開征求《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》的意見，俗稱新版“兩個細則”，正式將新型儲能作為市場主體，納入到國家并網運行管理及輔助服務管理中。新增轉動慣量、爬坡、調相、穩控切機、快速切負荷等輔助服務品種，以進一步支撐新能源接入和消納，提升電力系統可靠性和電能質量。同時推動建立用戶參與的分擔共享機制，疏導電力系統運行日益增加的輔助服務費用。新版“兩個細則”的修訂，開啟了我國輔助服務市場新構架，后續各地將按照國家的總體思路和原則，因地制宜制定各區域輔助服務政策，這將推動新一輪輔助服務市場的改革和建設。

 

而在目前燃煤電價大幅上漲，電力供應緊張，調峰資源不足的情況下，一些區域的輔助服務市場加大對靈活性改造的火電機組予以政策支持和價格補貼。如今年9月出臺的，《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)》，將調頻上限調整為8元/MW的同時，在調頻補償費用計算公式中增加了AGC輔助服務貢獻值，其中直調公用火電機組貢獻值為1，儲能為0.1，若儲能與火電機組同時參與出清，差值為10倍，儲能參與調頻將更無利可圖。

 

10月出臺的《華北電力調峰容量市場運營規則（暫行）》的通知，明確電網側、常規電源側、用戶側等儲能項目暫不參與調峰容量市場。新能源場站內的儲能優先場內消納，其儲能裝置單獨作為市場主體參與調峰市場，不能參與容量市場，但是可以減少容量費用的分攤。從費用分攤公式來看，新能源場站將分攤更多比例的調峰容量費用。

 

上述兩項政策，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，市場關系復雜的情境下，政策制定方是綜合考慮后出臺的。然而，我們仍要呼吁，在可再生能源按比例配置儲能，國家支持規模化發展儲能，鼓勵獨立儲能、共享儲能建設的背景下，還應統籌考慮可再生能源、火電、儲能等各主體在構建新型電力系統中的作用和意義。在過渡階段或通過政策將儲能排除在市場之外，或通過設置系數降低儲能的市場競爭力，不應是市場運行的長久之計，需要各市場主體共同參與，共同推進公平、長效的市場機制建立。

 

附表1：2021年各地光伏、風電配置儲能政策

 

附表2：2021年各地分時電價相關政策

 

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