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如何更好推動儲能規(guī)?;?、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展

發(fā)布時間:2023-02-09 10:19:00來源: 人民日報

  儲能作為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐,對改善新能源電源的系統(tǒng)友好性,破解電力生產(chǎn)和消費同時完成的傳統(tǒng)模式,改善負荷需求特性,推動新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展起著關(guān)鍵的作用。推動儲能更好實現(xiàn)規(guī)?;?、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展,離不開價格機制和商業(yè)模式的進一步完善。近日,本報記者就相關(guān)問題采訪了電力規(guī)劃設(shè)計總院常務(wù)副院長胡明。

  問:目前儲能主要包括哪幾類技術(shù)手段?它們的發(fā)展情況如何?

  答:目前,儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。其中,抽水蓄能是當(dāng)前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)的儲能技術(shù),適合規(guī)?;_發(fā)建設(shè)。截至2022年底,我國抽水蓄能電站裝機規(guī)模約4579萬千瓦,根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021—2035年)》,到2025年,抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上;到2030年,投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。

  新型儲能是指除抽水蓄能外,以電力為主要輸出形式的各類儲能技術(shù),包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同技術(shù)路線。新型儲能受站址資源約束較小、布局靈活、建設(shè)周期較短,可實現(xiàn)與電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷各要素緊密結(jié)合,有利于平衡新能源電源電力與電量關(guān)系,提高系統(tǒng)友好性、增強電網(wǎng)彈性、改善負荷柔性,與抽水蓄能在源側(cè)、網(wǎng)側(cè)、荷側(cè)形成不同的功能互補,共同為新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供支撐。截至2021年底,全國新型儲能裝機超過400萬千瓦,預(yù)計2025年將達到3000萬千瓦以上。

  問:目前抽水蓄能的商業(yè)模式和價格形成機制如何?

  答:抽水蓄能已形成清晰的商業(yè)模式。

  國家發(fā)展改革委于2021年印發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》,在堅持兩部制電價機制的基礎(chǔ)上,進一步完善了抽水蓄能價格疏導(dǎo)機制。

  容量電價按電站容量核算固定收入,反映了抽水蓄能對系統(tǒng)的容量支撐價值,提供了穩(wěn)定的收益預(yù)期,目前已明確納入省級電網(wǎng)的輸配電價回收,按經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%進行核價。

  電量電價按抽發(fā)電量核算變動收入,由過去的政府核定模式,轉(zhuǎn)變?yōu)橐愿偁幮苑绞叫纬?,在電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū),按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算;在其他地區(qū),上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行,抽水電價按其75%執(zhí)行,并鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購抽水電量,進一步體現(xiàn)其調(diào)峰價值。

  隨著配套政策及價格機制不斷完善,各方對于抽水蓄能的投建積極性顯著提高,未來抽水蓄能電站將進入加速發(fā)展期。

  問:請介紹一下新型儲能在不同應(yīng)用場景下的商業(yè)模式和價格政策,目前面臨哪些難點?

  答:目前,國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策,不同場景下新型儲能發(fā)揮的作用不盡相同,商業(yè)模式也有較大差別。

  新能源電站配置儲能是當(dāng)前新型儲能增量的主體,各地對于新建新能源電站配置儲能的比例和時長要求不同,一般在10%至25%、1至4個小時。通過配置儲能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場等獲取收益,但多數(shù)情況下,新型儲能成本主要納入新能源電站發(fā)電收入分攤。除配建儲能外,新能源電站可向獨立儲能電站租賃或購買儲能容量,如山東、青海等地正在推進的共享儲能模式。容量租賃費用是共享儲能電站的主要收入,此外,在部分地區(qū)其可參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場獲取收益。

  除共享儲能以外的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能,在當(dāng)前的電力市場體系下,僅通過參與電力現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場難以滿足投資收益,限制了其大規(guī)模發(fā)展。國家發(fā)展改革委、國家能源局的多項文件提出,要研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制,探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收,為電網(wǎng)側(cè)儲能電價機制指明了方向。

  用戶側(cè)儲能主要利用峰谷價差套利。2021年國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》,各地陸續(xù)明確尖峰電價機制,進一步拉大峰谷電價差,增大用戶側(cè)儲能收益空間。

  總體看,鑒于新型儲能的應(yīng)用場景廣泛、技術(shù)發(fā)展程度不一、成本相對較高,參照抽水蓄能形成統(tǒng)一價格機制的難度很大。同時,我國電力市場建設(shè)處于起步階段,各地結(jié)合自身特點在新型儲能參與市場機制設(shè)計上開展了有益嘗試,但現(xiàn)有市場和價格機制難以全面反映新型儲能的多重價值,可持續(xù)的商業(yè)模式仍需進一步探索。

  問:未來,應(yīng)通過哪些舉措進一步完善儲能的商業(yè)模式和價格機制?

  答:下一步,推動儲能商業(yè)模式和價格機制進一步完善,還需多方面形成合力。

  一是“分類施策”完善新型儲能成本疏導(dǎo)機制,開展政策試點示范。對“新能源+儲能”項目在并網(wǎng)、消納、考核等方面給予支持,提高新能源企業(yè)建設(shè)儲能的積極性。加快開展獨立儲能電站容量電價和電網(wǎng)替代性儲能納入輸配電價的相關(guān)機制研究,在有條件地區(qū)開展先行先試。

  二是持續(xù)推進電力市場體系建設(shè),推動儲能獲取多重收益。加快推進電力中長期交易市場、電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等建設(shè)進度,推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場,完善充分反映儲能多重價值的市場機制,真正實現(xiàn)按效果付費。

  三是強化新型儲能技術(shù)創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè),加快推動成本下降。加強以企業(yè)為主體、市場為導(dǎo)向、產(chǎn)學(xué)研用相結(jié)合的儲能技術(shù)創(chuàng)新體系建設(shè),著力推動新型儲能技術(shù)多元創(chuàng)新、加速技術(shù)更新迭代,不斷完善材料、部件、集成等上下游產(chǎn)業(yè)鏈,促進新型儲能成本下降。

  四是推動新型儲能商業(yè)模式創(chuàng)新,促進源荷高效互動。加強新型儲能與“云大物移智鏈”等信息技術(shù)結(jié)合,推動儲能要素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網(wǎng)等新興市場主體,充分挖掘新型儲能價值潛力。

  五是研究儲能支撐多領(lǐng)域減碳作用,探索參與碳交易。充分發(fā)揮儲能在新能源乃至能源、交通、建筑等領(lǐng)域支撐減碳的價值,研究儲能參與碳交易的方式,爭取各領(lǐng)域減碳政策紅利。(本報記者 丁怡婷)

(責(zé)編:李雨潼)

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