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關(guān)鍵詞：新型儲(chǔ)能；儲(chǔ)能政策；商業(yè)模式；電力輔助服務(wù)；獨(dú)立儲(chǔ)能
新型電力系統(tǒng)的兩大特征為可再生能源的占比不斷增大和新型儲(chǔ)能的參與不斷深入，新型儲(chǔ)能是指除抽水蓄能以外以發(fā)出電量為主要功能的技術(shù)手段，它能有效平抑新能源并網(wǎng)帶來的波動(dòng)，保證系統(tǒng)電能質(zhì)量，平衡系統(tǒng)功率不平衡，是新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，是按時(shí)實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的基礎(chǔ)保障，也是推進(jìn)“十四五”可再生能源規(guī)劃順利實(shí)施的有力手段。2021年由國家發(fā)展改革委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中，首次明確了新型儲(chǔ)能的發(fā)展方向，同時(shí)要求各部門合理規(guī)劃，加快構(gòu)建完整的政策體系，加強(qiáng)政策的引領(lǐng)作用。自此，國家在新型儲(chǔ)能方面的政策頻出，2022年印發(fā)的《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》指出了“十四五”期間新型儲(chǔ)能的發(fā)展目標(biāo)，提出大力推進(jìn)新型儲(chǔ)能由目前的商業(yè)化初步明朗階段逐漸步入大規(guī)模應(yīng)用階段，同時(shí)提升新型儲(chǔ)能核心技術(shù)的創(chuàng)新，逐步降低系統(tǒng)成本，從而促進(jìn)國內(nèi)新型儲(chǔ)能市場(chǎng)環(huán)境和商業(yè)模式的成熟。在備受關(guān)注的儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展方面，各類政策和補(bǔ)償不斷實(shí)施，僅2023年1月份，全國共發(fā)布13項(xiàng)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策，其中，國家政策4項(xiàng)，地方政策9項(xiàng)。在這些政策的大力扶持下，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈結(jié)構(gòu)逐漸清晰，形成了上游原材料、中游是核心設(shè)備和下游儲(chǔ)能運(yùn)維的完備產(chǎn)業(yè)鏈。
可以看出，新型儲(chǔ)能的發(fā)展前景廣闊，且當(dāng)前仍處于快速發(fā)展的時(shí)期，而政策對(duì)于新型儲(chǔ)能的發(fā)展起到指明方向的作用，因此對(duì)新型儲(chǔ)能的政策進(jìn)行研究具有重要意義。本文梳理了國內(nèi)新型儲(chǔ)能的發(fā)展現(xiàn)狀，包括現(xiàn)有規(guī)模以及規(guī)劃容量，整理已經(jīng)實(shí)施的政策文件，同時(shí)結(jié)合典型工程，從不同應(yīng)用場(chǎng)景分析新型儲(chǔ)能的商業(yè)模式，最后總結(jié)出當(dāng)前存在的問題，并針對(duì)問題提出相關(guān)建議。
1 新型儲(chǔ)能現(xiàn)狀和政策梳理
1.1 新型儲(chǔ)能現(xiàn)狀
2022年6月1日，國家能源局等九部門聯(lián)合印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，其中提到“十四五”期間可再生能源發(fā)電占比超過50%，同時(shí)到2025年可再生能源消納責(zé)任權(quán)重達(dá)到33%。同時(shí)還提到，可再生能源的消納主要有三種方式：一是提升可再生能源的存儲(chǔ)能力，主要針對(duì)抽水蓄能和儲(chǔ)熱；二是促進(jìn)可再生能源就地消納；三是推動(dòng)可再生能源外送消納。可以看出，儲(chǔ)能是提升新能源消納率最快捷、最有效的方式，因此亟須規(guī)劃配置更大容量的儲(chǔ)能。
據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2021年底，全國的儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到4000萬千瓦以上，其中新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為600多萬千瓦，截至2022年底，全國已投運(yùn)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模接近900萬千瓦，增長(zhǎng)速度越來越快。2022年我國共計(jì)20個(gè)省市和自治區(qū)發(fā)布了“十四五”期間的儲(chǔ)能發(fā)展目標(biāo)，到2025年，這些地區(qū)將累計(jì)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模近54 GW，已經(jīng)遠(yuǎn)超國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》文件中提出2025年達(dá)到3000萬千瓦的目標(biāo)。表1為20個(gè)省市關(guān)于新型儲(chǔ)能規(guī)劃的具體內(nèi)容。
表1 20個(gè)省市“十四五”儲(chǔ)能規(guī)劃匯總
從表1中可以看出：①從儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景來看，北方省份以新能源配儲(chǔ)能為主，華東地區(qū)的省份還包含用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用，而南方省份多以火電廠配儲(chǔ)能為主；②目前儲(chǔ)能配置在電源側(cè)是主要應(yīng)用場(chǎng)景，因此需要政策引導(dǎo)新型儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景的多元化發(fā)展；③多數(shù)地區(qū)鼓勵(lì)配置儲(chǔ)能就地消納新能源，不斷推進(jìn)源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化進(jìn)程；④多數(shù)省份均鼓勵(lì)儲(chǔ)能多元化，以適應(yīng)不同應(yīng)用場(chǎng)景的需求，而且鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能技術(shù)創(chuàng)新，以提高儲(chǔ)能電站的普適性。
1.2 新型儲(chǔ)能政策梳理
通過對(duì)儲(chǔ)能現(xiàn)狀的梳理可以看出，我國新型儲(chǔ)能規(guī)劃的裝機(jī)容量很大，新型儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)處于邁入規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵階段，面對(duì)如此規(guī)模的新增儲(chǔ)能容量，國家的重心逐漸轉(zhuǎn)移到推動(dòng)新型儲(chǔ)能技術(shù)性和創(chuàng)新性發(fā)展上來。2022年2月，《新能源基地跨省區(qū)送電配置新型儲(chǔ)能規(guī)劃技術(shù)導(dǎo)則》(征求意見稿)發(fā)布，這是我國實(shí)施的標(biāo)準(zhǔn)中首次明確儲(chǔ)能配比的部分重要原則，提出評(píng)價(jià)中需考慮的關(guān)鍵參數(shù)，也是國家層面出臺(tái)的首份指導(dǎo)新能源裝配規(guī)模的技術(shù)準(zhǔn)則。國家能源局還表示會(huì)加快推進(jìn)新型儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)，推動(dòng)儲(chǔ)能領(lǐng)域涉安全強(qiáng)制性標(biāo)準(zhǔn)研制，這表明我國新型儲(chǔ)能的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系已形成輪廓。
全國各地的新型儲(chǔ)能規(guī)劃推動(dòng)了國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)容量的增長(zhǎng)，但新型儲(chǔ)能的收益來源模糊，一直是制約其進(jìn)一步發(fā)展的瓶頸。因此，除了儲(chǔ)能技術(shù)性、創(chuàng)新性以外，其商業(yè)化進(jìn)程也是政府的關(guān)注點(diǎn)。2022年2月13日，國家能源局發(fā)布對(duì)十三屆全國人大代表第BH0108號(hào)建議的答復(fù)，答復(fù)中提到，國家高度重視并推進(jìn)健全新型儲(chǔ)能價(jià)格和市場(chǎng)機(jī)制，將會(huì)安排中央預(yù)算內(nèi)投資支持儲(chǔ)能技術(shù)產(chǎn)教融合創(chuàng)新平臺(tái)的建設(shè)。在以往的政策中，也能體現(xiàn)出國家對(duì)于電價(jià)和輔助服務(wù)市場(chǎng)的重視程度。首先是電價(jià)政策方面：2021年印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》提到各個(gè)地區(qū)應(yīng)按照當(dāng)?shù)貙?shí)際情況，合理劃分電價(jià)的峰谷時(shí)段，除此之外還建立尖峰電價(jià)，有效擴(kuò)大峰谷價(jià)差，為用戶側(cè)儲(chǔ)能優(yōu)化了商業(yè)環(huán)境；2022年印發(fā)的《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》指出對(duì)于不同的應(yīng)用場(chǎng)景，建立不同的價(jià)格機(jī)制；同年印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》中規(guī)定，獨(dú)立儲(chǔ)能給電網(wǎng)供電不承擔(dān)輸配電價(jià)，該政策降低了獨(dú)立儲(chǔ)能電站的運(yùn)維成本。然后是儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的政策：2021年印發(fā)的《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》中提到，支持新型儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)；2023年印發(fā)的《2023年能源監(jiān)管工作要點(diǎn)》中，要求要完善用戶參與輔助服務(wù)分擔(dān)機(jī)制，建議所有用戶為調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)買單，降低儲(chǔ)能項(xiàng)目回本年限；近兩年全國多個(gè)省份修訂了新電力輔助服務(wù)管理實(shí)施準(zhǔn)則，同時(shí)拓寬輔助服務(wù)渠道，積極探索黑啟動(dòng)、爬坡、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量等服務(wù)類型。
為促進(jìn)儲(chǔ)能商業(yè)化進(jìn)程，僅依靠國家層面的鼓勵(lì)政策是不夠的，還需要實(shí)質(zhì)性的補(bǔ)償機(jī)制。因此全國多個(gè)省份紛紛出臺(tái)新型儲(chǔ)能補(bǔ)償政策，表2對(duì)典型省份的補(bǔ)償政策進(jìn)行匯總分析。
表2 典型省份的補(bǔ)償政策匯總
由表2可知，①從補(bǔ)貼政策發(fā)布的區(qū)域看，浙江、廣東、江蘇等東南沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)出臺(tái)補(bǔ)貼政策數(shù)量較多；②從補(bǔ)貼金額最高額看，重慶、長(zhǎng)沙儲(chǔ)能補(bǔ)貼最高金額均高達(dá)1000萬元，其中，重慶市引導(dǎo)新能源配儲(chǔ)是為了提高本地區(qū)新能源消納水平，長(zhǎng)沙則是為了完善新型儲(chǔ)能材料產(chǎn)業(yè)鏈從而降低儲(chǔ)能成本；③新型儲(chǔ)能的補(bǔ)貼政策主要以用戶側(cè)為主，同時(shí)應(yīng)用場(chǎng)景大多為光伏配儲(chǔ)能，補(bǔ)貼方式主要有放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼以及投資補(bǔ)貼。
2 新型儲(chǔ)能商業(yè)模式
各省份的新型儲(chǔ)能規(guī)劃推動(dòng)了國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)容量的增長(zhǎng)，各地政府出臺(tái)的新型儲(chǔ)能配置補(bǔ)償政策成為國內(nèi)新型儲(chǔ)能裝機(jī)增長(zhǎng)的主要驅(qū)動(dòng)因素。同時(shí)大量新型儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策的實(shí)施，加快了新型儲(chǔ)能的商業(yè)化進(jìn)程，新型儲(chǔ)能市場(chǎng)能夠吸引更多的投資商，各方的努力不斷推動(dòng)新型儲(chǔ)能的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程，逐漸形成了以下幾種收益模式：
（1）新能源容量租賃。容量租賃費(fèi)是決定獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的最關(guān)鍵因素之一。根據(jù)《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，獨(dú)立儲(chǔ)能電站可以向需求方提供容量租賃，并收取對(duì)應(yīng)費(fèi)用，費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)目前并未確定，大致在300元/(kW⋅a)左右，主要基于項(xiàng)目的收益要求。目前，新能源儲(chǔ)能容量租賃尚處于發(fā)展初期，對(duì)于100 MW/200 MWh的儲(chǔ)能電站，按80%容量完成租賃，租賃標(biāo)準(zhǔn)300元/(kW⋅a)測(cè)算，全年容量租賃約2400萬元。
（2）輔助服務(wù)補(bǔ)償。2021年8月，國家能源局正式印發(fā)新版《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法》(簡(jiǎn)稱新版“兩個(gè)細(xì)則”)，正式承認(rèn)了新型儲(chǔ)能擁有獨(dú)立的并網(wǎng)主體地位，需要遵守安全穩(wěn)定運(yùn)行相關(guān)規(guī)定的同時(shí)，也能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲取收益。2022年6月，國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)南方區(qū)域新版“兩個(gè)細(xì)則”，首先提高了獨(dú)立儲(chǔ)能電站的標(biāo)準(zhǔn)，再次確定了其主體地位，同時(shí)鼓勵(lì)探索其收益模式，提高補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，促進(jìn)了其商業(yè)模式的完善，表3為“兩個(gè)細(xì)則”定義的輔助服務(wù)類型。
表3 南方區(qū)域“兩個(gè)細(xì)則”定義的輔助服務(wù)類型
目前，新型儲(chǔ)能常見的輔助服務(wù)形式主要有調(diào)峰、調(diào)頻(包括一次調(diào)頻、二次調(diào)頻)兩類，各地區(qū)的具體收益不同，但調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補(bǔ)償，價(jià)格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等；而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程給予補(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，給予0.1～15元/MW的調(diào)頻補(bǔ)償。
（3）電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。作為獨(dú)立的市場(chǎng)主體，儲(chǔ)能電站可以根據(jù)電網(wǎng)的負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線等數(shù)據(jù)，合理制定自己的充放電計(jì)劃，并按照現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算。進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)后，充電時(shí)為市場(chǎng)用戶，從電力現(xiàn)貨市場(chǎng)直接購電；放電時(shí)為發(fā)電企業(yè)，在現(xiàn)貨市場(chǎng)直接售電。國家發(fā)改委、能源局《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》同時(shí)明確指出獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，減少儲(chǔ)能電站度電成本0.1～0.2元/kWh。當(dāng)前現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差套利機(jī)制逐漸完善，2022年日現(xiàn)貨價(jià)差超過1元/kWh時(shí)有出現(xiàn)，為獨(dú)立儲(chǔ)能電站的利用價(jià)差套利獲取更大利潤帶來了空間。
（4）容量補(bǔ)償。2022年11月25日，國家能源局發(fā)布了《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則(征求意見稿)》和《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)監(jiān)管辦法(征求意見稿)》其中指出各地區(qū)要結(jié)合實(shí)際需要，建立市場(chǎng)化容量補(bǔ)償機(jī)制，用于鼓勵(lì)各類電源投資建設(shè)、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和運(yùn)行安全。新型儲(chǔ)能與備用火電在系統(tǒng)中的作用類似，利用小時(shí)有很大的不確定性，僅靠電量電價(jià)難以維持經(jīng)濟(jì)性，因此需要容量電價(jià)予以補(bǔ)償。但與抽蓄、火電不同的是，電化學(xué)電站建設(shè)便捷，調(diào)節(jié)性能優(yōu)異，國家政策方向是將電化學(xué)儲(chǔ)能盡可能推向電力市場(chǎng)去獲利，容量電價(jià)僅為電化學(xué)儲(chǔ)能收益保底手段。
收益模式的多樣性使得新型儲(chǔ)能在不同應(yīng)用場(chǎng)景下都具有盈利能力，目前國內(nèi)的儲(chǔ)能模式可分為3種：電源側(cè)新能源配置儲(chǔ)能、用戶側(cè)配置儲(chǔ)能和獨(dú)立儲(chǔ)能，下面將對(duì)3種模式進(jìn)行分析，結(jié)合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，總結(jié)出新型儲(chǔ)能在不同應(yīng)用場(chǎng)景下的商業(yè)模式。
2.1 電源側(cè)配儲(chǔ)
電源側(cè)儲(chǔ)能的收益模式主要有：減少新能源棄風(fēng)棄光帶來的收益、提供電網(wǎng)一次二次調(diào)頻輔助服務(wù)的收益、減少雙細(xì)則考核費(fèi)用的收益以及通過市場(chǎng)交易峰谷差價(jià)套利帶來的收益。下面以山西省為例，對(duì)其進(jìn)行具體分析。2022年6月10日，山西省能源局發(fā)布了《山西省電力市場(chǎng)規(guī)則匯編》，指出將虛擬電廠儲(chǔ)能企業(yè)納入山西電力市場(chǎng)主體范圍，獨(dú)立儲(chǔ)能以“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)。同年5月18日，山西能源監(jiān)管辦印發(fā)《山西電力一次調(diào)頻市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則(試行)》的通知，這是全國首個(gè)針對(duì)新型儲(chǔ)能參與一次調(diào)頻有償服務(wù)的地方政策，促進(jìn)了儲(chǔ)能發(fā)揮快速調(diào)頻能力。
首先在降低棄風(fēng)棄光率方面，按照山西風(fēng)電和光伏項(xiàng)目平均利用小時(shí)數(shù)計(jì)算，100 MW風(fēng)電和光伏項(xiàng)目棄電量為：380萬千瓦和78萬千瓦，因此山西省的新能源項(xiàng)目棄風(fēng)棄光率較小，約為1.9%和0.6%；同時(shí)山西省棄風(fēng)棄光主要集中在1～3月份且限電的具體時(shí)間、限電的時(shí)長(zhǎng)和限電的幅度都無法預(yù)知。所以限電季節(jié)的不均衡性和限電規(guī)律的不確定性使得儲(chǔ)能設(shè)備難以發(fā)揮其應(yīng)有作用。
其次在提供電網(wǎng)一次二次調(diào)頻輔助服務(wù)方面，山西省電網(wǎng)一次調(diào)頻需求次數(shù)多，周期短，對(duì)速度和精度要求較高，電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)頻速度快，容量可調(diào)，可作為優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源；電網(wǎng)二次調(diào)頻對(duì)調(diào)頻時(shí)長(zhǎng)要求比較高，最短時(shí)長(zhǎng)為2小時(shí)45分，電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)難以發(fā)揮，因此一次調(diào)頻對(duì)響應(yīng)速度和精度要求嚴(yán)格，更有利于發(fā)揮電化學(xué)儲(chǔ)能的調(diào)頻優(yōu)勢(shì)，值得持續(xù)關(guān)注。
然后在減少雙細(xì)則考核費(fèi)用方面，考核一方面要求新能源場(chǎng)站做到規(guī)范化、精細(xì)化、數(shù)字化運(yùn)行管控；另一方面要保障供電安全，把波動(dòng)性、間歇性的新能源，調(diào)節(jié)變成友好、穩(wěn)定的電能。山西省部分風(fēng)電場(chǎng)盈利，部分風(fēng)電場(chǎng)虧損，通過儲(chǔ)能系統(tǒng)精確充放電，促進(jìn)新能源場(chǎng)站實(shí)際發(fā)電曲線和預(yù)測(cè)發(fā)電曲線趨于統(tǒng)一，可以減少相應(yīng)費(fèi)用。
最后是通過市場(chǎng)交易峰谷差價(jià)套利，山西電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)呈現(xiàn)出較為明顯的峰谷特點(diǎn)，為差價(jià)套利產(chǎn)生收益提供了可能，但同時(shí)經(jīng)過測(cè)算，考慮以上所有收益，電源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資收益要達(dá)到一個(gè)合理的水平，電網(wǎng)峰谷價(jià)差需要達(dá)到0.86元/kWh。目前山西電網(wǎng)電力市場(chǎng)化交易中實(shí)際的峰谷價(jià)差較小，因此其商業(yè)模式還需要進(jìn)一步研究。
新能源配儲(chǔ)模式的發(fā)展障礙包括收益來源的不確定性以及收益分配的不公平，缺少對(duì)應(yīng)的政策加持，同時(shí)儲(chǔ)能成本需要進(jìn)一步降低，只有這樣該模式下的收益才能覆蓋成本的投入。儲(chǔ)能在參與輔助服務(wù)市場(chǎng)、電能量市場(chǎng)等方面的機(jī)制有待進(jìn)一步完善，儲(chǔ)能安全特性、涉網(wǎng)特性等還需進(jìn)一步開展實(shí)證驗(yàn)證。目前新能源配儲(chǔ)模式的收益來源主要有新能源消納補(bǔ)償以及減少棄風(fēng)棄光補(bǔ)償，收入來源太過單一，若要大幅提高收益率，提升投資方的積極性，則需要從提高儲(chǔ)能建設(shè)補(bǔ)償和提高儲(chǔ)能調(diào)用次數(shù)兩個(gè)方面入手。
2.2 用戶側(cè)配儲(chǔ)
用戶側(cè)儲(chǔ)能在供電應(yīng)用場(chǎng)景下主要作為可靠性應(yīng)急保障電源，提高供電可靠性，改善電能質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)高比例新能源友好接入和高效消納。隨著整縣光伏的大力推進(jìn)及高供電可靠性需求應(yīng)用場(chǎng)景的不斷增多，儲(chǔ)能在重大國際國內(nèi)活動(dòng)用電保障、芯片、制藥、化工、精密制造等工商業(yè)園區(qū)優(yōu)質(zhì)供電和縣域光儲(chǔ)直柔電力系統(tǒng)建設(shè)等具有廣闊的應(yīng)用前景。
目前用戶側(cè)配儲(chǔ)最主要的收益來源為峰谷電價(jià)套利，同時(shí)該領(lǐng)域的商業(yè)模式也會(huì)越來越成熟。2022年6月7日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，文件指出適度拉大峰谷價(jià)差，為用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展創(chuàng)造空間。國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。
對(duì)大工業(yè)用電而言，安裝工商業(yè)儲(chǔ)能能有效降低兩部制電價(jià)的兩部分電費(fèi)支出：分布式光伏“自發(fā)自用”，結(jié)合峰谷時(shí)段合理利用儲(chǔ)能系統(tǒng)，有效減少實(shí)際用電費(fèi)用；工商業(yè)儲(chǔ)能系統(tǒng)可大幅降低容量電費(fèi)。圖1為工商業(yè)配儲(chǔ)實(shí)現(xiàn)雙降的示意圖。
圖1 工商業(yè)配儲(chǔ)實(shí)現(xiàn)雙降
我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實(shí)施峰谷電價(jià)制，通過降低夜間低谷期電價(jià)，提高白天高峰期電價(jià)，來鼓勵(lì)用戶分時(shí)計(jì)劃用電，從而有利于電力公司均衡供應(yīng)電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機(jī)組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題。
2.3 獨(dú)立儲(chǔ)能
獨(dú)立儲(chǔ)能電站是指具備調(diào)度直控條件，以獨(dú)立市場(chǎng)主體身份直接與電網(wǎng)公司簽訂并網(wǎng)協(xié)議，承諾歸屬電網(wǎng)公司管理，并按照其接入位置與電網(wǎng)企業(yè)和相關(guān)發(fā)電企業(yè)或電力用戶等相關(guān)方簽訂合同，約定各方權(quán)利義務(wù)的儲(chǔ)能電站。而共享儲(chǔ)能可以看作是獨(dú)立儲(chǔ)能的一種商業(yè)模式。簡(jiǎn)單而言，共享儲(chǔ)能就是把獨(dú)立分散在電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能電站資源進(jìn)行優(yōu)化配置，最后由電網(wǎng)統(tǒng)一協(xié)調(diào)。獨(dú)立共享儲(chǔ)能具有靈活性強(qiáng)、適用場(chǎng)景廣、分布廣泛等優(yōu)勢(shì)，可以有效提高儲(chǔ)能利用率和儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率；獨(dú)立共享儲(chǔ)能的投資主體清晰，更容易參與電力市場(chǎng)輔助服務(wù)及現(xiàn)貨市場(chǎng)，從而推動(dòng)資本對(duì)儲(chǔ)能電站投資積極性，圖2為獨(dú)立共享儲(chǔ)能的收益來源。
圖2 獨(dú)立共享儲(chǔ)能的收益來源
“新能源容量租賃＋調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償租賃費(fèi)”或“新能源容量租賃＋現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差”為當(dāng)前獨(dú)立儲(chǔ)能兩種主流商業(yè)模式。當(dāng)前各個(gè)省份針對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能的商業(yè)模式有所區(qū)別，例如山東省除了新能源場(chǎng)站租賃費(fèi)以外，還包括現(xiàn)貨市場(chǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)差以及按月度可用容量給予適當(dāng)容量補(bǔ)償費(fèi)用，浙江省則為現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差＋輔助服務(wù)市場(chǎng)收入，新疆為贈(zèng)送新能源指標(biāo)＋充電補(bǔ)償收益(0.55元/kWh)，寧夏為優(yōu)先發(fā)電量獎(jiǎng)勵(lì)＋調(diào)峰收益(0.8元/kWh，保證600次)＋新能源容量租賃，山西省則主要為一次調(diào)頻收益。
在新能源容量租賃方面，針對(duì)出租容量的實(shí)際使用權(quán)，部分省份歸屬儲(chǔ)能電站，部分省份歸于新能源電廠。山東的獨(dú)立儲(chǔ)能電站運(yùn)營模式下，新能源租賃儲(chǔ)能容量后，并不享有儲(chǔ)能電站的實(shí)際使用權(quán)，對(duì)于儲(chǔ)能電站的運(yùn)營方來說，每一份容量可以獲得租金、現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差、容量補(bǔ)償?shù)榷囗?xiàng)收益；甘肅省則規(guī)定，獨(dú)立共享儲(chǔ)能電站租賃容量，由新能源場(chǎng)站享有使用權(quán)，租賃后剩余容量按規(guī)定可參與容量市場(chǎng)。
在參與輔助服務(wù)獲得補(bǔ)償方面，調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償是獨(dú)立儲(chǔ)能電站獲取收益的最主要手段。截至目前，南方區(qū)域電網(wǎng)各省市、湖南、青海、寧夏等多個(gè)區(qū)域市場(chǎng)都出臺(tái)了獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰補(bǔ)償規(guī)則。除了單次補(bǔ)償價(jià)格，使用頻次也是決定其盈利水平的關(guān)鍵。以山東省1個(gè)100 MW/200 MWh儲(chǔ)能電站為例，獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰補(bǔ)償0.2元/kWh，保證調(diào)用時(shí)長(zhǎng)1000 h/a，全年可獲得補(bǔ)償2000萬元。
在參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易方面，以山東為例，平均2 h最高電價(jià)為0.7元/kWh，平均最低電價(jià)為0.1元/kWh，在考慮儲(chǔ)能充電時(shí)需要承擔(dān)的容量電價(jià)(0.099元/kWh)，以及現(xiàn)貨交易規(guī)則下的一些附加成本(約0.02元/kWh)，1個(gè)2 h的儲(chǔ)能電站實(shí)際可獲得的充放電電價(jià)差約為0.5元/kWh。以85%的循環(huán)效率，全年運(yùn)行330天，每天1次充放電循環(huán)計(jì)算，全年可獲得的現(xiàn)貨市場(chǎng)收益約為2481萬元。
當(dāng)前因國內(nèi)各省市電力市場(chǎng)與相關(guān)政策的差異，獨(dú)立共享儲(chǔ)能電站的經(jīng)濟(jì)性也存在較大差異。根據(jù)2022年7月山東電力交易中心介紹，山東省1個(gè)100 MW/200 MWh的儲(chǔ)能電站，目前可獲得的收益來自容量租賃費(fèi)用、現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差收益、容量補(bǔ)償費(fèi)用，全年總計(jì)2000多萬元的收益水平，仍然不足以支撐獨(dú)立儲(chǔ)能電站運(yùn)營；而在湖南省，以華自科技定城步儒林一期項(xiàng)目為例，該項(xiàng)目容量全部出租，每年容量租賃收入即可達(dá)4480萬元，電力輔助服務(wù)假設(shè)調(diào)用費(fèi)用為每次400元/MWh，年收益2640萬元，兩項(xiàng)收入合計(jì)7120萬元，項(xiàng)目已有一定盈利能力。
通過對(duì)以上新型儲(chǔ)能商業(yè)模式的分析，可以看出“新能源＋儲(chǔ)能”已經(jīng)成為我國新能源行業(yè)發(fā)展不可逆的趨勢(shì)，而新能源配置儲(chǔ)能的模式一直在不斷探索和完善。作為新型儲(chǔ)能的一種運(yùn)行模式，現(xiàn)在大部分獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目是電網(wǎng)旗下子公司招標(biāo)建設(shè)并運(yùn)營，收益來源清晰，這種商業(yè)模式未來可能在國內(nèi)成為主流模式。
3 存在的問題及建議
新型儲(chǔ)能是催生能源工業(yè)新業(yè)態(tài)、打造經(jīng)濟(jì)新引擎的突破口之一，在構(gòu)建國內(nèi)國際雙循環(huán)相互促進(jìn)新發(fā)展格局背景下，加速新型儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)布局面臨重大機(jī)遇。于中國而言，目前儲(chǔ)能整體經(jīng)濟(jì)性仍然較差，中國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，但整體規(guī)模尚小。但是強(qiáng)配儲(chǔ)能政策可有效刺激短期儲(chǔ)能需求，儲(chǔ)能短期裝機(jī)有望高速增長(zhǎng)。長(zhǎng)期來看，風(fēng)光發(fā)電量占比將持續(xù)提升，且國家陸續(xù)出臺(tái)政策增厚儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)效益，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性邊際向好，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)向市場(chǎng)化、商業(yè)化方向發(fā)展。目前，新型儲(chǔ)能發(fā)展還面臨以下幾項(xiàng)關(guān)鍵問題：
一是新型儲(chǔ)能成本居高不下，距全面商業(yè)化應(yīng)用還有較大差距。以電池儲(chǔ)能為例，相關(guān)機(jī)構(gòu)預(yù)測(cè)，到2035年，全球電動(dòng)汽車動(dòng)力電池對(duì)于鋰離子電池的需求超過3500 GWh，旺盛的需求除了對(duì)鋰資源提出挑戰(zhàn)，也造成鋰離子電池成本居高不下，當(dāng)前鋰離子電池尚無法滿足電動(dòng)汽車動(dòng)力電池的需求，更難以支撐上億千瓦級(jí)的儲(chǔ)能市場(chǎng)，同時(shí)非電池部分成本仍占到儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的50%，如何降低成本將是未來重要任務(wù)。
二是新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制未建立，商業(yè)模式仍有待探索。當(dāng)前只有部分省份對(duì)獨(dú)立共享儲(chǔ)能建立了較為明確的市場(chǎng)規(guī)則，但相關(guān)規(guī)則基本只著眼當(dāng)下，無法長(zhǎng)期適用。對(duì)于用戶側(cè)儲(chǔ)能，除峰谷差套利外尚無其他盈利模式；對(duì)于電網(wǎng)側(cè)，收益結(jié)構(gòu)不明顯。同時(shí)，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈尚未形成閉環(huán)，儲(chǔ)能廢舊設(shè)施回收利用政策體系仍有待建立完善?？傮w來看，適合國內(nèi)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的市場(chǎng)機(jī)制和商業(yè)模式仍有待進(jìn)一步探索。
三是新能源配置儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)缺失，監(jiān)管難度加大。沒有價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)的限制，儲(chǔ)能設(shè)備成本對(duì)于盈利能力有限的新能源發(fā)電項(xiàng)目造成極大壓力，從實(shí)際情況來看，目前缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃和管理，小規(guī)模的儲(chǔ)能難以真正發(fā)揮作用，造成資源的極大浪費(fèi)。同時(shí)，儲(chǔ)能電池回收?qǐng)?bào)廢行業(yè)規(guī)范和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)有待建立，多種電池回收處理兼容性有待加強(qiáng)。
四是新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目落地實(shí)施較為困難，同時(shí)調(diào)用次數(shù)不夠。示范項(xiàng)目存在較多的不確定性，需要通過實(shí)際項(xiàng)目進(jìn)行驗(yàn)證和優(yōu)化，且落地后調(diào)用次數(shù)不能得到保障，經(jīng)濟(jì)性無法保證，難以獲得市場(chǎng)和投資者的青睞，在資金、應(yīng)用場(chǎng)景、審批流程等多重因素制約下，面臨很多困難。
合理解決以上問題，是新型儲(chǔ)能高速發(fā)展以及實(shí)現(xiàn)商業(yè)化進(jìn)程中的必經(jīng)之路。政策引領(lǐng)在新型儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展中具有重要作用，同時(shí)電價(jià)改革也是實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能商業(yè)化的有效手段。因此，擬向政府和電網(wǎng)公司分別提出相應(yīng)建議。
（1）擬向政府提出以下建議：建議明確儲(chǔ)能定位，加快出臺(tái)相關(guān)政策，明確新型儲(chǔ)能技術(shù)的頂層設(shè)計(jì)及價(jià)值體現(xiàn)；適度拉大峰谷價(jià)差，鼓勵(lì)進(jìn)一步拉大電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)上下限價(jià)格，引導(dǎo)用戶側(cè)主動(dòng)配置新型儲(chǔ)能；建議借鑒浙江、遼寧儲(chǔ)能電站運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，推廣兩部制電價(jià)在儲(chǔ)能電站的應(yīng)用；鼓勵(lì)儲(chǔ)能發(fā)揮多元作用，誰獲益、誰付費(fèi)，確保儲(chǔ)能的收益多元化；借鑒廣東省儲(chǔ)能輔助服務(wù)納入電價(jià)的政策，由全體用戶共同分擔(dān)儲(chǔ)能成本；鼓勵(lì)以配建形式存在的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標(biāo)準(zhǔn)時(shí)，可選擇轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目；制定戶用儲(chǔ)能、光儲(chǔ)充一體化等適應(yīng)性產(chǎn)業(yè)政策，推動(dòng)“雙碳”觸達(dá)能源應(yīng)用底層；建議不斷完善替代性儲(chǔ)能準(zhǔn)入的技術(shù)管理、成本經(jīng)濟(jì)管理和運(yùn)營管理機(jī)制，建立適配各區(qū)域電力市場(chǎng)發(fā)展現(xiàn)狀的成本疏導(dǎo)機(jī)制和定價(jià)模式。
（2）擬向電網(wǎng)公司提出以下建議：鼓勵(lì)探索同一儲(chǔ)能主體可以按照部分容量獨(dú)立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時(shí)參與的市場(chǎng)模式；借鑒山東省儲(chǔ)能電站的運(yùn)營調(diào)度政策，獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加；儲(chǔ)能最低運(yùn)行小時(shí)數(shù)、最少調(diào)用次數(shù)等保障性政策應(yīng)在更多省份、更多領(lǐng)域推廣應(yīng)用；鼓勵(lì)儲(chǔ)能主體在電力運(yùn)行中發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、黑啟動(dòng)等多種作用，增加調(diào)用次數(shù)；光伏電站配儲(chǔ)比例、配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)、分?jǐn)們?chǔ)能成本有一個(gè)最優(yōu)比例，需合理制定；開展多種儲(chǔ)能技術(shù)工程、運(yùn)維以及經(jīng)濟(jì)性等方面的實(shí)證，促進(jìn)多元化儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用；加大新型儲(chǔ)能技術(shù)創(chuàng)新投入，降低儲(chǔ)能成本，同時(shí)提高儲(chǔ)能系統(tǒng)安全性。
原標(biāo)題：新型儲(chǔ)能政策分析與建議
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