關于電網側新型儲能成本疏導機制的思考

　　王雅婷 郭慧倩

　　(電力規劃設計總院)

　　新型儲能是支撐新型電力系統建設、最大限度利用風光等綠色能源的關鍵技術，截至2021年底，我國已投運新型儲能裝機規模(不含儲熱)超過400萬千瓦。當前電網側新型儲能的功能以促進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、全局性功能發揮不足。同時當前儲能發展受限于成本疏導機制尚不明確，完全通過參與市場化方式回收投資成本仍存在難度和風險。本文結合新型電力系統建設需求，分析電網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展思路。

一、電網側新型儲能是構建新型電力系統

　　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、間歇性的發電特性尚無法為系統提供可靠電力支撐，同時，隨著新能源占比不斷提升，僅靠挖潛常規電源和電網的靈活性無法滿足系統調節能力建設需求。遠期，隨著新能源逐步成為電力系統裝機和發電量的“雙主體”，新能源出力和負荷特性存在季節性不匹配的問題，系統跨月跨季平衡調節問題逐步凸顯。新型電力系統建設亟需多時間尺度儲能設備規模化應用，通過將電能量跨時空轉移，徹底改變傳統電力系統發輸配用實時平衡模式，逐漸向源網荷儲協同互動的延時平衡模式轉變，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1億千瓦，2060年超過10億千瓦，中遠期對于新型儲能時長需求達到10小時以上。

　　電網側新型儲能相比于電源側、負荷側儲能具備系統性、全局性優勢。當前我國新型儲能布局以電源側為主，占比約55%，電網側新型儲能占比約三分之一。相比于電源側、負荷側儲能，電網側新型儲能布局在電網關鍵節點，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、全局性優勢。電網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揮重要作用。另外，由于不同新能源場站出力具備互補特性，相較于電源側分散布置，在電網側關鍵節點集中布置可相應地減少儲能需求。根據電規總院前期研究，在滿足系統同等調節能力需求的前提下，電網側布局比電源側可減少20%～30%左右的儲能容量。

　　“十四五”電網側新型儲能亟需多元化場景下發展提速。一是綜合考慮全社會用電量增長、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，電網側新型儲能建設周期短、布局靈活，通過發揮電量轉移、頂峰供電作用，可及時緩解電力供應保障壓力。二是“十四五”期間風電和太陽能發電量預計實現翻倍，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，仍需統籌配置電網側、電源側新型儲能滿足新能源消納要求。三是結合國家正在推進的沙漠戈壁荒漠地區大型新能源基地項目，為滿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，需要配置電網側新型儲能。四是建設電網側新型儲能可有效緩解輸電阻塞，提升電網末端供電能力，替代輸變電設施投資升級。綜合考慮以上四類應用場景，根據電規總院前期研究，“十四五”期間全國電網側新型儲能總需求規模超過5000萬千瓦，時長需求2~4小時。

二、當前機制下電網側新型儲能成本回收存在較大壓力

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

　　現行電力市場機制下電網側新型儲能較難實現成本回收。按照電化學儲能當前造價測算，儲能電站購售電價差在0.7～0.8元/千瓦時左右才能基本實現成本回收。從新型儲能參與現貨市場的情況來看，目前僅有部分地區明確新型儲能參與現貨市場的主體地位，2022年3月山東率先推動獨立儲能參與電力現貨交易，根據3月山東現貨市場運行情況，儲能電站充放電最大峰谷價差為0.612元/千瓦時，且充放電平均峰谷價差遠低于最大價差。從新型儲能參與輔助服務市場的情況來看，當前尚未完全建立按效果付費的機制，無法體現電網側儲能對于電力系統調節支撐等多元化價值，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。根據上述分析，基于當前市場機制，電網側新型儲能較難實現成本回收。

三、關于電網側新型儲能成本疏導機制的思考

　　大力推廣電網側共享新型儲能的創新模式應用。在部分新能源資源條件較好、系統調節壓力較大的地區，可考慮率先開展電網側新型儲能共享發展模式示范，共享儲能電站與多家新能源企業交易，利用新能源發電側利潤補貼共享儲能電站，成本不傳導至用戶側造成電價增加。該模式下，儲能投資商、新能源企業、電網企業及地方政府可實現多方共贏。根據前述分析，在電網側關鍵節點布局，比電源側減少20%~30%左右的儲能容量。因此，對于新能源企業，相較于自建電源側儲能，購買共享儲能電站調峰服務投資更低。對于電網企業，通過支付給共享儲能電站少量租賃費用，獲得優質調度資產，發揮支撐電力保供、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，通過引入共享儲能模式有效促進當地新能源發展，帶動儲能產業鏈及地方經濟發展。

　　積極推動構建體現電網側新型儲能多元價值的市場體系。電網側新型儲能可為電力系統提供電能量服務、輔助服務、容量保障服務等多重服務，后續可進一步通過市場體系的完善體現其多元化價值。在電能量市場中，逐步放開現貨市場限價，適當擴大現貨市場價差，充分體現電網側儲能提供稀缺性、電力資源的價值。在輔助服務市場中，加快構建有功平衡服務、無功平衡服務、事故應急及恢復服務等多元化輔助服務市場，充分體現儲能對于系統的平衡調節、快速調頻調壓等優勢價值，保障儲能獲取多重收益。同時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經驗，通過開展容量交易市場或容量補償工作，體現電網側新型儲能保障電力可靠供應的系統價值。同時，積極協調上述各市場機制的關系，促進銜接融合發展。