2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)，明確了新型儲能的獨立市場主體地位，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償。
電網側獨立儲能電站作為新型市場主體，接受調度機構統一調管，具備有功、無功、四象限連續(xù)可調及百毫秒級快速響應調節(jié)的優(yōu)點，可以提供深度調峰、快速調頻、旋轉備用、有償無功調節(jié)和黑啟動等輔助服務以滿足電力系統不同時間尺度的調節(jié)需求。相比較而言，我國輔助服務市場建設尚處于初級階段，雖然儲能發(fā)展的相關指導意見密集出臺，但仍沒有解決獨立儲能規(guī)?；l(fā)展的根本問題，市場規(guī)則合理性還有待探究，規(guī)則的調整還需要與時俱進。
對獨立儲能參與市場的分析
在國內當前儲能市場中，大多數獨立儲能項目依賴調峰或調頻市場獲得收益，政策變化和市場競爭加劇都會對項目收益產生直接沖擊。
(1)獨立儲能參與調峰
調峰場景配置的儲能一般為容量或能量型儲能裝置，其儲能小時數一般4小時以上。目前地方政策對儲能電站的功率要求大多在額定容量10MW及以上，持續(xù)充電時間2小時以上，但也有一些區(qū)域例外?？傮w而言，獨立儲能參與有償調峰的門檻呈現升高的趨勢。
南方五省對電力機構直接調度的儲能電站提供的調峰服務按0.5元/千瓦時補償;新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的電儲能設施所充電的電量按0.55元/千瓦時補償;山西省獨立儲能電站市場交易申報價格參考現貨市場火電機組深度調峰第四檔區(qū)間，為0.75元-0.95元/千瓦時。
僅從調峰單價看，電儲能參與部分地區(qū)調峰輔助服務的價格并不低，但還需頻繁調用才能保證儲能電站具備一定經濟性?？紤]到系統調峰需求存在明顯的季節(jié)性差異，比如冬、夏季節(jié)空調負荷特性有明顯不同，電儲能實際能夠參與調峰的頻次取決于系統需求，較高的調用不確定性增大了儲能電站的投資風險。
(2)獨立儲能參與調頻
調頻場景配置的儲能為功率型儲能裝置，系統調頻是典型的功率型應用，要求在較短時間內進行快速的充放電，需要儲能裝置有一定的充放電倍率，因此其電池壽命相較于其他應用場景下的電池會大幅降低，從而影響其經濟性。
目前，全國共有9個省份和地區(qū)發(fā)布相關文件支持儲能電站作為獨立主體或者與發(fā)電機組聯合參與調頻服務市場，在交易方式方面，多采用集中競價、統一出清和邊際價格定價的方式開展。儲能電站的出清多采用價格優(yōu)先原則，同時也將調頻性能因素考慮在內，調頻收益直接取決于調頻執(zhí)行效果(性能)和調頻的貢獻量(里程)。
但調頻收益的具體計算方式仍在不斷調整，比如南方區(qū)域統一調頻市場近期針對調頻性能較好的水電機組，設置了0.5的調頻里程系數，以降低水電在調頻市場中的資金份額。具有較高調頻性能的獨立儲能顯然對價格政策的變化較為敏感。如何制定持續(xù)穩(wěn)定的政策，創(chuàng)造良好的市場環(huán)境，正確衡量獨立儲能電站調頻的作用與價值，同時兼顧系統原有傳統機組的利益，是目前獨立儲能參與調頻市場的一個難題。
(3)獨立儲能參與輔助服務的制約因素
獨立儲能參與電力市場輔助服務，在實操方面還存在一些風險和制約因素。
雖然市場規(guī)則允許獨立儲能進入，但實際執(zhí)行存在很多困難。首先，缺乏針對獨立儲能電站的調度機制;其次，現有的交易、調度等平臺難以支撐獨立儲能參與，直接導致其在市場準入、計量、結算等方面衍生出諸多問題，影響了行業(yè)的快速發(fā)展。
盡管儲能設備、運行成本不斷下降，為儲能靠自身經濟性參與市場競爭創(chuàng)造了條件，但目前電力市場中的調度、交易、結算等機制還難以與儲能應用全面匹配，儲能在建設新型電力系統中的作用也沒有被充分認識。
總體來說，我國輔助服務市場機制尚未成熟，儲能等優(yōu)質調節(jié)資源從中獲得的響應補償并不能完全反映其對電力系統的貢獻，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導，目前僅僅通過輔助服務市場獲利還無法完全覆蓋儲能的投資成本。
電網側獨立儲能商業(yè)模式展望
目前獨立儲能尚缺乏成熟的商業(yè)運營模式，但獨立儲能能在電網中發(fā)揮有益作用，為實現獨立儲能的可持續(xù)、規(guī)?；l(fā)展，我們認為，在發(fā)展初期獨立儲能應該得到政策扶持，隨著電力市場機制的不斷完善，交易品種、規(guī)則和價格機制趨于成熟，獨立儲能可通過電能量和輔助服務市場獲得合理投資回報。
(1)獨立儲能發(fā)展初期
電量補貼或容量補貼?？梢越梃b光伏產業(yè)發(fā)展初期的做法，通過電價補貼等政策，促進儲能產業(yè)的發(fā)展。目前國內多數地方已出臺相關補貼政策，如浙江省發(fā)布針對年利用小時數不低于600小時的電化學儲能調峰項目給予容量補償，補償期暫定3年(按200元、180元、170元/千瓦年退坡);山東省出臺的儲能示范項目收益政策規(guī)定，投產后的5年內，儲能項目充電1千瓦時可獲得1.6千瓦時計劃電量收益，計劃電量收益標準為0.1元/千瓦時(不含稅)。
兩部制電價。2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)，明確提出“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場”。容量電價機制實際上是支持新技術獲得商業(yè)回報的一種過渡方式，在市場尚未成熟階段，獨立儲能電站可參照抽水蓄能價格機制，采用兩部制電價，即以容量電價為基礎，通過現貨市場形成電量電價或由政府指導充放電價格，上一監(jiān)管周期內參與輔助服務市場及執(zhí)行電量電價形成的收益，按照一定的比例在下一監(jiān)管周期核定項目容量電價時相應扣減。
(2)獨立儲能發(fā)展中后期
參與調頻市場的單一模式。由于自身容量和放電持續(xù)時間遠不及常規(guī)發(fā)電機組，為了保證調頻動作范圍和效果，獨立儲能以0兆瓦的基荷，快速響應調度調頻指令，在整個容量范圍內從負到正進行靈活調節(jié)。在此調頻模式下，獨立儲能沒有多余的備用容量來進入電能量市場和共享儲能領域。由于頻繁進行充、放電轉化，專用于調頻的儲能電池容量衰減較快，參考火儲聯調項目，其電池壽命一般僅為2—3年，之后儲能電站需要更換電池，運維成本較高。因此，需要通過調頻市場規(guī)則設計給予儲能一定的投資收益，最大程度發(fā)揮儲能的調頻能力。
參與電能量市場+輔助市場+租賃市場的多重模式。隨著未來輔助服務市場規(guī)則與電能量市場掛鉤，調峰、備用與現貨市場實現聯合優(yōu)化出清，獨立儲能可同時參與中長期交易、現貨、調峰、備用等多個電力市場，并為網內風電、光伏等新能源提供一定容量的租賃服務，推動源網荷儲各端能力全面釋放，為新能源消納作出貢獻。（張學峰、韓文杰）
(作者張學峰為調峰調頻公司計劃與財務部副總經理;韓文杰為調峰調頻公司計劃與財務部電力市場營銷主管)
評論