一、储能支持政策的多难选择

 

总结今年部委发布的多篇储能相关文件，新型储能的发展政策大致可以分为新能源配置储能、电网侧两部制电价、负荷侧峰谷套利、储能参与辅助服务等几类，但当前政策主逻辑仍不清晰，彼此之间存在交叠甚至矛盾。

 

在储能支持政策中做一个抉择的确很难：新能源强制配储能太粗放，不符合支持新能源的大方向;储能电站容量电价太贵，可能显著增加终端成本;辅助服务太过复杂，实际操作不好把握;利用分时电价促进用户侧储能过于分散，效果不一定明显。但不管建立怎样的政策，本质问题是如何传导提升电力系统支撑能力需要付出的成本，最终代价都是社会平均用电成本的提升。政策之难在于利益的平衡，对新型储能来说，需要从系统思维出发，寻找最能反应储能本质功能、易于储能与电力系统协同、简洁可操作、各方利益主体能接受的政策支持体系。很明显，加上如此多的定语之后，这样的选择不太多。

 

但回顾系列政策，从笔者角度看，支持新型储能发展的政策体系其实已渐露端倪：以“电网侧容量电价”支持电网侧新型储能提升电力系统供电充裕度，以“电源侧配储能”的方式促进电网保障并网能力外的新能源自建或购买调峰能力，很可能成为促进新型储能大规模发展的政策主线。

 

二、新型储能的功能本质与潜力分析

 

(一)电网调峰与充裕度需求

 

当前以电化学储能为主要代表的新型储能作为提升电力系统平衡能力的工具，同时具有双向调节能力，可以从反向调节实现新能源消纳、正向调节提升电网供电能力两个角度分别估计其发展潜力：

 

从新能源源消纳角度看：我国新能源发电量占比已达总发电量的10%，装机也超过电源总装机的25%，正式进入“高比例新能源”的门槛。新能源未来仍是非化石能源发展的主力，新能源消纳问题将更加突出。根据相关机构研究结果，保证新能源充分消纳，2030年我国缺少约4亿千瓦的调峰能力。

 

从电力系统供电充裕度来看：由于新能源反调峰特性，极热无风、晚上无光等问题叠加反常天气影响，电力系统负荷高峰时段能够进入电力系统平衡的新能源比例可能不足5%。如果缺乏充足的其他形式的有效容量，高比例新能源电力系统将存在电力供应充裕度不足的问题。新能源发电不足是2021年缺电的原因之一，也警示我们对供电充裕度不加以重视，间歇性的供电不足很可能成为长期困扰新型电力系统发展的问题。2030年非化石能源占比达到25%，预计新能源装机达到17亿kW以上，约占到总装机的47%，在严格限制煤电装机背景下，考虑抽水蓄能大发展后，如果没有大规模的新型储能，高峰时段电网可能仍存在2亿千瓦以上的供电缺口。

 

相对于新能源的消纳问题，保障电力供应是电力系统发展的底线，供电充裕度要求是发展新型储能的硬约束。在当前新型储能仍比较贵的阶段，保障供电能力是第一位的，决定了储能发展空间的低限;增加消纳能力是第二位的，决定了储能发展空间的高限。从该角度出发，考虑采取需求响应等手段，笔者认为为保证2030年电力系统供电能力，我国新型储能装机应达到1.2亿千瓦以上。

 

(二)电网需要长时储能设备

 

不论是电网保供电还是新能源消纳，电力系统都更加需要大规模、长周期、易调度的新型储能电站，以实现日内充分调节以及特殊情况下跨日、跨月调节，仅从日内调节来说，参照抽水蓄能，一般配置4小时以上的调节能力，那么新型储能的调节能力也至少达到4小时以上。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(发改运行〔2021〕1138号)中，也提出了配置4小时左右的指引，较长时长储能将是未来的发展方向。考虑新型储能配置逐步从当前比较普遍的2小时上升至4小时，预计2030年新型储能总容量将超过440GWh以上。新型储能总容量大致趋势如图1，红色曲线为总容量增速。“十四五”期间总容量有10倍以上增长空间，“十五五”期间总容量仍存在4倍以上增长空间。

 

图1 新型储能总容量预测(GWh)

 

三、新型储能发展政策的分析与预判

 

新型电力系统虽然给新型储能带来巨大发展机遇，但缺乏清晰的、普适的商业模式仍是阻碍储能发展的最重要束缚。解决新型储能成本传导路径不清晰的问题，需要厘清新型储能的核心价值和相关利益关系，依托政策在电力市场机制中建立体现储能价值的市场品种。

 

通过第二章分析可知，新型储能发展第一需求是提升电力系统有效容量，第二是提升电力系统调节能力。对于前者，在电力市场中引入容量电价信号，是促进新型储能投资的重要保障。对于后者，应引导新能源企业自建或采购调峰辅助服务，促进新型储能的补充性发展。具体来说：

 

(一)容量电价是促进储能发展的最重要政策

 

解决新型电力系统供电充裕度不足这一首要问题，主要存在两种思路，一类是电量市场的稀缺电价机制，完全由供需关系确定电量价格，在供应不足时，电价上升促进电源投资积极性，同时抑制一部分电能消费需求，由于电力需求刚性较强，这一方式是以间歇性的缺电和高昂电价为代价;另一类则通过建立容量市场反映容量需求信号，容量价格可以由市场交易形成，也可以由政府或监管机构根据成本定价法设定。两种机制中，类似得州大停电期间价格飙升的稀缺电价机制现阶段不适合我国，因为稀缺电价由尖峰负荷造成，而尖峰负荷中大部分为民用的空调或采暖负荷，其持续时段虽然不长，但牵涉面广，社会影响大。在我国的电力市场设计中，民用电为保底供电范围，我国没有为稀缺电价买单的社会环境。

 

建立类似抽水蓄能的两部制(电量电价+容量电价)电价，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励，同时通过纳入省级电网输配电价回收，由全社会用户进行分摊，是当前比较可行的方法。同时，电网侧储能电站更容易与电力系统规划、运行相协调，更好发挥规模优势和运行效果。需要指出的是，以容量电价为主的电网侧储能发展机制，应该是一种向社会投资开放的市场机制，投资主体可在容量限价基础上进行竞价。容量电价进入输配电价并不意味着电网公司是唯一的市场主体，而是电网公司通过电费归集容量电费，再以电网企业购买容量服务的方式转移支付给新型储能电站主体。

 

7月份，发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)在商业模式设计和成本疏导方面，明确提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，这是新型储能实现更大破局的关键点。但针对新型储能的容量电价仍未出台，笔者在其他文章分析过，一则电网侧新型储能电站的技术能力和标准体系仍不完善，容量电价支持缺少具体参照物;二则新型储能当前成本仍较高，基于新型储能的容量电价标准将显著高于抽水蓄能，差异化的容量电价水平不利于体现电力市场的公平。

 

尽管存在各种各样的困难，但随着新型电力系统容量需求日趋紧迫，新型储能技术日益进步和成本下降，针对储能电站的安全运行要求也更加完善，储能电站逐步进入调度体系，不管面临怎样的波折，容量电价这条路径将越来越清晰。

 

(二)电网保障并网外的新能源采购调峰服务是促进新型储能发展的重要补充

 

电网侧新型储能容量电价机制外，新能源消纳的需求也会有效促进新能源侧储能发展。发改委、能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)，采用自建、合建或购买的方式配置调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

 

通知实际上确定了对于超出电网保障能力的新能源消纳由新能源企业自己承担的原则，相对于各地形形色色的地方版新能源配置储能政策，通知建立了更加合理的中央版的配额机制促进调峰资源的增长。通知明确了市场化的调峰辅助服务购买机制，调峰资源可包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等资源，通过调峰资源竞争可有效发现调峰消纳方面的边际成本。值得注意的是，该机制下主要促进向下调峰能力的发展，在各种调峰资源的同台竞争中，拥有双向调节能力但相对较贵的新型储能并不占有优势，所以当前在刺激新型储能发展方面的作用不一定明显。

 

(三)两种政策的关系与衔接

 

那么上述两种机制如何配合呢?由于新型储能同时具有容量发展和调峰消纳能力，两种机制既紧密协同又互为消涨。

 

新型储能的容量价值在于利用其上调能力覆盖高峰时段出力缺额，同时也作为应急备用。笔者认为容量电费应该是电力系统购买新型储能全时段的完全调节能力的年度付费，该付费也包含其下调能力，因为储能的充放电是密切相关的，为保障随时服务电力系统的能力，不宜将其下调能力单独分割出来去参与调峰辅助服务市场，所以储能的容量与燃气机组、火电机组的容量是不太一样的，其全容量(含上下调能力)的完全备用状态让储能具有不可替代的作用。所以，容量电价支持的新型储能对应的调峰消纳能力应纳入电网对新能源的保障性并网能力，也就是新型储能提供的容量越充裕，电网保障并网能力越强，保障范围外的调峰发展需求越小。

 

而第二种机制是对消纳能力的补充，即在电网保障性并网能力以外，发电企业如要继续发展新能源，应从成本最小化的角度自行建设或采购调峰服务，可以有效发现电力系统中边际成本最低的向下调峰资源，如果新型储能成本大幅下降，新能源企业将采用新型储能的方式来调峰。另外，考虑新能源短时波动性大(1分钟内出力可能变化10%)，如果同时建立体现快速调节能力的调频市场以激励市场主体参与爬坡服务，新型储能由于调节快速，易于获得调频收益，也将促进新型储能的胜出。通过市场机制促进新能源配置新型储能后，也具有了一定的有效容量，那么电网侧新型储能容量的需求将下降，在一定发展阶段后(主要是在成本方面具有优势)，第二种机制也可能成为新型储能的主要发展动力。