中國儲能網(wǎng)訊：作者 | 鄭華 華北電力大學副教授/中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟輔助服務專委會秘書長
隨著我國“雙碳”目標的提出與落實推進，各地紛紛出臺了新型儲能相關支持政策與措施。其中，有20多個省、市、自治區(qū)出臺了集中式新能源需配置或租賃購買5%-20%裝機容量的新型儲能或調(diào)峰能力的要求，6個以上的地區(qū)出臺了要求分布式新能源也需配置5%-10%裝機容量的新型儲能的文件。新型儲能嫣然成了新型電力系統(tǒng)中“最亮的仔”。
然而，伴隨著我國新型儲能裝機容量快速提升的同時，“儲能曬太陽”、“儲能利用率不高”、“非獨立儲能結算難”等問題也逐步顯現(xiàn)出來，與躍躍欲試的投融資熱情形成了鮮明的對比。近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》（以下簡稱《通知》）。
《通知》堅持發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，明確新型儲能可獨立參與市場，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與市場，推動獨立儲能配合電網(wǎng)調(diào)峰，充分發(fā)揮獨立儲能技術優(yōu)勢提供輔助服務，針對暫未參與市場的配建儲能進一步優(yōu)化調(diào)度運行機制，多措并舉促進儲能提升利用效率、獲取合理收益。同時，支持用戶儲能發(fā)展，健全儲能容量補償和價格形式機制，修訂完善相關政策規(guī)則，加強技術支持和組織領導，并做好新型儲能監(jiān)督管理，確保儲能在提升利用效率的同時，實現(xiàn)安全、高質(zhì)量發(fā)展。
與新型儲能相關政策文件相比，《通知》具有三大亮點：
一、新型儲能“獨立化”
目前，已投運的新型儲能大多為非獨立儲能，一般處于新能源場站內(nèi)或傳統(tǒng)火電等類型的電廠計量關口以內(nèi)，如新能源+儲能、火儲聯(lián)合調(diào)頻、供熱+儲熱等場景，其中的新型儲能場站或單元，不具備電網(wǎng)直調(diào)的條件、或與電網(wǎng)結算的市場主體身份與機制，一般采取合同能源方式進行商業(yè)運營。在實際運營過程中，一方面，業(yè)主方會借各種理由推遲或延遲、甚至違約扣減應按時支付給第三方投資建設的新型儲能應得收益，造成“非獨立儲能結算難”等問題或現(xiàn)象的出現(xiàn)；另一方面，由于新型儲能電站或單元只能服務于單一的新能源場站或傳統(tǒng)電源，客觀上造成了“儲能利用率不高”等問題或現(xiàn)象的存在。這些問題或現(xiàn)象給“具有法人資格”新型儲能的再投資熱情造成了一定的相當大的負面影響，其根本原因是“具有法人資格”的新型儲能不具備獨立計量、調(diào)度、結算等獨立市場主體身份。
針對該類問題，《通知》“二、新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場”中明確“具備獨立計量、控制等技術條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目”，以及“十、加強技術支持”中“儲能項目要完善站內(nèi)技術支持系統(tǒng)，向電網(wǎng)企業(yè)上傳實時充放電功率、荷電狀態(tài)等運行信息，參與電力市場和調(diào)度運行的項目還需具備接受調(diào)度指令的能力”等相關舉措可知，只要“具有法人資格”的新型儲能項目，“愿意”通過技術改造符合要求，均可轉(zhuǎn)為具有獨立市場主體身份的新型儲能電站。這是重新定義了“獨立”的內(nèi)涵，即摒棄了傳統(tǒng)以與電網(wǎng)并網(wǎng)點或產(chǎn)權分界點為核心要素的“獨立”的定義，這將會成為我國新型儲能、乃至新型電力系統(tǒng)發(fā)展里程中的重大政策創(chuàng)新舉措之一，其影響將會非常深遠。
可以預見，新型“獨立”儲能會成為我國新型儲能中“最靚的仔”，尤其是“五大六小”等電源國企將會快速調(diào)整和布局該類“獨立市場主體”。但對于獨立第三方主體而言，對于原有合同能源管理模式的改變將會帶來占用土地、外送通道等租賃、改造等新成本或新費用的影響。
二、獨立儲能“市場化”
現(xiàn)有的新能源+儲能、傳統(tǒng)電源+儲能等場景中新型儲能，主要是通過定向服務于綁定的新能源或傳統(tǒng)電源，借助新型儲能的靈活性來提升新能源或傳統(tǒng)電源的某一方面并網(wǎng)性能或指標，來獲得相應的收益或考核減免費用分成，比如在新能源+儲能場景中新型儲能主要通過棄電調(diào)峰來獲得收益，在火儲聯(lián)合調(diào)頻場景中新型儲能主要是通過響應的快速性和調(diào)節(jié)的靈活性來提升火電機組的AGC響應性能來獲得收益。
在傳統(tǒng)商業(yè)模式下的這些場景中，當省區(qū)內(nèi)棄電率降低到一定程度或調(diào)節(jié)性能提升到一定程度時，“儲能曬太陽”、“儲能利用率不高”等問題或現(xiàn)象就會必然出現(xiàn)。其中一個重要因素就是新型儲能商業(yè)模式單一，可參與的電力市場范圍、深度都很受限。因此，不論是新版“兩個細則”，還是近期各地電力市場規(guī)則的完善修訂，都積極嘗試拓展新型儲能可參與的電力市場交易品種與機制，但這是一個系統(tǒng)工程，不是一蹴而就的，比如新能源不參與電力市場競價或僅以價格接受者出現(xiàn)，就改變不了新型儲能所面臨的現(xiàn)有尷尬局面。只有通過廣泛參與電力市場，新型儲能的多時間尺度的靈活性才能深刻得以展現(xiàn)，新型儲能的多元化價值才會充分體現(xiàn)，才會使得新型儲能特有的多場景化的靈活性得以疊加，才會使得新型儲能在源側、網(wǎng)側和荷側中多元化應用場景中得以創(chuàng)造新商業(yè)模式。
針對獨立儲能參與電力市場，《通知》中給出三種途徑：
（1）獨立市場主體：“加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場”，“鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用”，“鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規(guī)則或輔助服務管理細則，提供有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務等輔助服務，以及在電網(wǎng)事故時提供快速有功響應服務”；
（2）聯(lián)合市場主體：“以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內(nèi)計量、控制等相關系統(tǒng)改造并符合相關技術要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯(lián)合并視為一個整體，按照現(xiàn)有相關規(guī)則參與電力市場”；
（3）共享市場主體：“隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式”。以上三種新型儲能參與市場途徑分別具有不同需求場景或市場條件，其中途徑2和途徑3具有非常大的想象空間，是首次對共享儲能新拓展的官宣。總而言之，根據(jù)省區(qū)靈活性資源需求與市場規(guī)則，獨立儲能可自主選擇適合的途徑參與電力市場，這才是適合新型儲能良性發(fā)展所需的“長效機制”之一。
三、儲能機制“體系化”
現(xiàn)階段，磷酸鐵鋰電池儲能、液流電池儲能、壓縮空氣儲能等新型儲能，都面臨著稅費重復收取、運行機制不清晰、收益不穩(wěn)定、成本傳導不通暢等問題，歸根到底是缺乏體系化的市場機制設計造成的，一方面是我國先有電力市場改革才有新型儲能，原有的電力市場主體與規(guī)則中沒有新型儲能，新型儲能的快速發(fā)展倒逼著現(xiàn)有的市場體系進行修補；另一方面是新型儲能的技術路線紛繁多樣且各自技術經(jīng)濟特性差異巨大，多處于商業(yè)前期或商業(yè)化初級階段，尚不能確定其適合我國新型電力系統(tǒng)需求的終極技術路線，從而造成現(xiàn)有市場機制難以滿足各類儲能的應用場景需求。
針對以上問題，《通知》中重點提出了如下舉措：
（1）獨立儲能電站的輸配電價和政府性基金及附加征收問題：《通知》中明確向電網(wǎng)送電的獨立儲能電站的輸配電價和政府性基金及附加征收方式明確了以放電電量進行單邊征收，“其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加”。但對于“非向電網(wǎng)送電的”獨立儲能電站，比如新疆達坂城正在建設的共享儲能+電動汽車充換電融合的“充放儲調(diào)”一體化站，其中部分棄電調(diào)峰電量轉(zhuǎn)化為了電動汽車電池的充電電量，這部分電量不會再“向電網(wǎng)送電”，也就不符合政策適用條件。
（2）儲能調(diào)度運行機制問題：《通知》中雖未提及“新型儲能優(yōu)先調(diào)度機制”、“保障利用小時數(shù)”等具體措施，但非常明確的堅持了“堅持以市場化方式為主優(yōu)化儲能調(diào)度運行”的基本原則，其中“對于暫未參與市場的配建儲能，尤其是新能源配建儲能，電力調(diào)度機構應建立科學調(diào)度機制”，“燃煤發(fā)電等其他類型電源的配建儲能，參照上述要求執(zhí)行”。而這個基本原則恰恰是非常重要的表述，也就是筆者一直堅持的一個觀點：“非特殊化”是新型儲能良性發(fā)展的“長效機制”之一，是消除“劣幣驅(qū)逐良幣”現(xiàn)象的重要手段之一。
（3）儲能“平等”參與電力市場問題：縱觀我國儲能參與中長期電力市場、現(xiàn)貨電力市場與輔助服務市場所面臨的獨立市場主體身份、市場準入、交易機制等方面的諸多痛點，其核心問題是“平等參與市場的交易機制”問題，主要體現(xiàn)兩個方面：一方面是社會投資主體與電網(wǎng)、與發(fā)電國企間的“平等”問題，面對萬億的儲能市場和投資成本，需要充分借助社會資本與力量才能更好地助力新型電力系統(tǒng)的建設與運營，就更需要“加強對獨立儲能調(diào)度運行監(jiān)管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調(diào)度，具有同等權益和相當?shù)睦寐省?；另一方面是新型儲能與其他主體間的“平等”問題，如4個小時及其以上時長的儲能市場準入、獨立儲能參與AGC調(diào)頻時需按照裝機容量分攤AGC調(diào)頻指令等等，儲能尤其是新型儲能的市場準入可謂五花八門。
因此，應不論資產(chǎn)權屬，需建立新型儲能與其他傳統(tǒng)市場主體“平等”的市場準入與機制，既不要給新型儲能開特殊“通道”，也不需要給新型儲能立特殊“規(guī)矩”，通過“市場”“平等”競爭，實現(xiàn)全社會福利的最大化，才是解決新型電力系統(tǒng)所面臨問題的“長效機制”。
（4）容量電價機制問題：與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)相比，以新能源為主的新型電力系統(tǒng)對于靈活性資源需求主要體現(xiàn)在兩個方向：一個方向是更小時間尺度的靈活性需求，比如慣量、緊急事故支撐等秒級、毫秒級等的更小時間尺度的高功率型儲能；另一個方向是更大時間尺度的靈活性需求，比如跨月、跨季度、甚至跨年等長周期的高能量型或容量型儲能，兩類儲能與現(xiàn)有的火電機組、水電、核電等傳統(tǒng)靈活性資源，荷側虛擬電廠、負荷聚合商等各類可調(diào)節(jié)資源，跨區(qū)跨省市場、小尺度調(diào)度或交易周期等市場交易與運行機制相協(xié)調(diào)，共同構成支撐高占比新能源的新型電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求。因此，現(xiàn)有的市場機制需由電量為主向按需調(diào)節(jié)為主的市場機制轉(zhuǎn)變，遵循市場競爭原則，形成普適性的容量市場或電價機制。
除以上亮點，《通知》中針對用戶側儲能發(fā)展，提出了“適度拉大峰谷價差”、“鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格”等措施，引導用戶側主動配置新型儲能，增加用戶側儲能獲取收益渠道。針對新型儲能的技術支持問題，提出了：（1）儲能項目“要完善站內(nèi)技術支持系統(tǒng)，向電網(wǎng)企業(yè)上傳實時充放電功率、荷電狀態(tài)等運行信息，參與電力市場和調(diào)度運行的項目還需具備接受調(diào)度指令的能力”；（2）電力交易機構“要完善適應儲能參與交易的電力市場交易系統(tǒng)”；（3）電力企業(yè)“要建立技術支持平臺，實現(xiàn)獨立儲能電站荷電狀態(tài)全面監(jiān)控和充放電精準調(diào)控，并指導項目業(yè)主做好儲能并網(wǎng)所需一、二次設備建設改造，滿足儲能參與市場、并網(wǎng)運行和接受調(diào)度指令的相關技術要求”。
當然，《通知》中尚有一些未明確或待解決的問題，比如“八、建立電網(wǎng)側儲能價格機制”中電網(wǎng)側儲能與電網(wǎng)側獨立儲能有何區(qū)別與聯(lián)系，亮點一中的“獨立”儲能是否屬于該條款范疇？“十二、做好監(jiān)督管理”中“具有同等權益和相當?shù)睦寐省比绾味攘亢吐鋵?？等?
但，我們有理由可以相信，元年的新型儲能正沐浴春風！
