促进储能产业有序发展的思考

文_李平文 刘建明 史 岳 王江波

“碳达峰、碳中和”愿景下的高比例新能源接入将进一步加剧电力系统稳定运行与电力供应波动性的矛盾，迫切需要完善储能市场化运营机制，推动储能技术在促进新能源消纳、提高电力系统灵活性、提升电网运行效率等场景中发挥关键作用。

近年来，经济发展增速转段换挡，产业结构调整不断加快，电力需求呈现低压化、分散化特点，电力供应结构中的间歇性能源占比快速增长，电力系统供需侧耦合难度不断增大。“碳达峰、碳中和”愿景下（“30·60”目标）的高比例新能源接入将进一步加剧电力系统稳定运行与电力供应波动性的矛盾，迫切需要完善储能市场化运营机制，推动储能技术在促进新能源消纳、提高电力系统灵活性、提升电网运行效率等场景中发挥关键作用。

储能发展现状

储能是国家战略新兴产业，具有快速响应、双向调节、环境适应性强、建设周期短等优势，可以改变电能发—输—配—用实时完成的特点，从时间上、空间上增加电能利用灵活性，是构建能源互联网的关键技术。储能装置可以平抑波动，弥补可再生能源发电随机性、波动性和间歇性等缺点；可以削峰填谷，在负荷低谷时储能、在负荷高峰时发电，降低峰谷差，提高电力系统运行效率；部分储能电站还可提供辅助服务，如抽水蓄能电站可以提供黑启动、无功补偿等，支撑电网安全稳定运行。

现阶段，具有应用潜力的储能技术包括机械储能（如抽水蓄能、压缩空气储能等）、电磁储能（如超导储能、超级电容器等）和电化学储能（如液流、钠硫电池等）。从各类储能技术特性来看，抽水蓄能是实现大功率、大容量电能储存的较为理想方式，但建设周期长、对场址要求高；电化学储能是目前最受关注、最具潜力的储能路线。

储能发展存在的主要问题

成本和安全仍是储能发展必须面对的两大问题。在电力供应整体宽裕、间歇性电源占比不高的现阶段，常规发电机组提供的辅助服务基本能够满足电力系统安全稳定运行，电力系统对建设储能的需求不是很迫切，且居高不下的建设成本也使得储能产业发展不具有竞争优势。

总体来看，储能产业发展的主要问题集中于如何解决储能的商业价值创造和市场化运营机制来支持其发展。主要有三个方面：一是储能独立参与辅助服务的市场机制尚需完善。目前，山西、福建、甘肃、广东、江苏等省份已出台电储能参与辅助服务的规则，但相关补偿能否弥补成本仍需进一步验证。二是电网侧储能成本如何疏导尚未明确。输配电价改革办法明确电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，制约了电网投资储能的积极性。三是用户侧储能盈利空间不足。用户侧储能盈利模式比较清晰，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是盈利的门槛，但多数省份价差低于此门槛。

储能可行运行模式分析

从世界范围看，储能技术应用大都处于探索阶段，且按照投资主体主要分为三种情形：一是发电企业投资，作为电源使用。二是电网企业投资，作为供电设施使用，主要考虑因环保、土地等原因无法取得新项目核准，或者尖峰负荷持续时间很短，扩建输电工程不划算。三是用户投资，主要是利用分时电价政策，减少电费支出。

电源侧储能主要提供调峰调频等辅助服务，促进可再生能源消纳。商业模式主要采用合同能源管理：一是新能源电站减少弃电带来的收入，对于上网电价较高且存在弃电的新能源项目有一定吸引力；二是通过集中竞价进行辅助服务交易，调峰补偿费用由核电、可再生能源等非调峰机组分摊；三是通过调频辅助服务获得补偿或减少考核罚款，储能运营商与发电企业按照比例分享调频收益。远期，发电侧储能可通过现货市场峰谷价差空间获利。

电网侧储能包括集中式和分散式。集中式主要指抽水蓄能，分散式主要指电化学储能。商业模式主要有三种：一是电网企业自建储能或租赁使用，争取价格主管部门同意计入有效资产或准许成本，通过输配电价回收；二是合同能源管理方式。储能设施为电网提供无功补偿、主变节能、线路降损等服务，由第三方对节能效益进行评估，电网与储能运营商按比例分享；三是电网侧储能通过参与市场交易，低谷多购电、高峰多发电，利用峰谷价差获得收益。

用户侧储能是指安装在终端用户的电化学储能设施，主要用于为工商业园区等用户提供峰谷调节、减少峰值容量，以及为微电网提供备用电源、提高电能质量。商业模式主要有两种：一是峰谷价差收益，现阶段，峰谷度电价差高于0.7元，且负荷曲线平滑、搭配储能能够较好完成日内平衡的用户，储能设施具有盈利空间；二是增值服务收益，通过降低基本电费、高可靠供电费用所节约的空间，弥补储能设施的投资与收益。

促进储能产业有序发展的建议

从储能技术应用看，储能发展对电力系统发—输—配—用各环节具有全方位的影响。从储能运营模式看，发电侧辅助服务市场尚处于起步阶段，电网侧投资回收方式有待明确，用户侧储能投资普遍以挖掘电网效益空间为盈利点，亟须规范。

随着市场化改革的深入推进，需要立足储能在发—输—配—用各环节的功能定位和应用场景，着眼于“提升电力系统运行效率、不增加终端用户成本负担、促进市场主体公平竞争、引导储能产业健康发展”四大核心要素，弱化行政命令政策效应，研究运用市场化手段，探索高效配置资源、可靠可行的储能定价机制和落地策略，在电源侧、电网侧、用户侧推动储能价格计算和结算有效进行。

一是完善市场化机制，保障储能投资效益。还原储能商品属性，研究成本疏导机制。从国家层面，在容量电价、优化峰谷价差、辅助服务定价、电力现货市场建设等方面出台政策，探索“容量电费+峰谷价差”“调频和故障紧急支撑服务补偿”“共享储能”等商业模式，通过市场化方式回收储能投资收益。

二是加快推进电力市场建设，促进储能成本合理传导。逐步推进电力现货市场建设，通过市场竞价形成发用电价格，准确反映电能供求关系，利用高峰、低谷时段市场价差补偿储能运营成本。电力现货市场建立前，价格主管部门应适时健全上网侧峰谷分时电价，为储能参与电力系统调峰和需求侧管理营造良好政策环境。

三是密切跟踪储能技术发展，促进抽水蓄能健康发展。对于存量电站，价格主管部门应及时核定两部制电价，积极疏导电价矛盾。对于增量电站，相关主体应科学规划，推动抽水蓄能与核电、可再生能源发电联营等市场化方式回收投资。

四是立足电网侧储能定位，纳入输配电价回收。科学评估储能对输配电设施的替代作用，以及电网侧储能集中调控有利于发挥“源—网—荷—储”协调作用等特点，将电网侧储能纳入输配电价回收，提高电网投资储能的积极性。

五是创新运营机制，引导建立“新能源+储能”“用户+储能”等发展模式。推动新能源厂站配置一定比例储能，引导建立“新能源+储能”发展新模式，促进新能源消纳。同时，鼓励居民、工商业等用户参与储能建设，通过峰谷价差、参与需求响应等方式实现共赢。