关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

　　王雅婷 郭慧倩

　　(电力规划设计总院)

　　新型储能是支撑新型电力系统建设、最大限度利用风光等绿色能源的关键技术，截至2021年底，我国已投运新型储能装机规模(不含储热)超过400万千瓦。当前电网侧新型储能的功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主，但其综合性、全局性功能发挥不足。同时当前储能发展受限于成本疏导机制尚不明确，完全通过参与市场化方式回收投资成本仍存在难度和风险。本文结合新型电力系统建设需求，分析电网侧新型储能的功能定位，并研究提出可能的成本回收机制，为后续推广应用提供发展思路。

一、电网侧新型储能是构建新型电力系统

　　新型电力系统建设对新型储能存在巨大刚性需求。“双碳”目标下，适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设面临诸多挑战。近期，新能源受限于随机性、间歇性的发电特性尚无法为系统提供可靠电力支撑，同时，随着新能源占比不断提升，仅靠挖潜常规电源和电网的灵活性无法满足系统调节能力建设需求。远期，随着新能源逐步成为电力系统装机和发电量的“双主体”，新能源出力和负荷特性存在季节性不匹配的问题，系统跨月跨季平衡调节问题逐步凸显。新型电力系统建设亟需多时间尺度储能设备规模化应用，通过将电能量跨时空转移，彻底改变传统电力系统发输配用实时平衡模式，逐渐向源网荷储协同互动的延时平衡模式转变，支撑新能源成为主体电源。根据电规总院前期研究，预计2030年对于新型储能规模需求超过1亿千瓦，2060年超过10亿千瓦，中远期对于新型储能时长需求达到10小时以上。

　　电网侧新型储能相比于电源侧、负荷侧储能具备系统性、全局性优势。当前我国新型储能布局以电源侧为主，占比约55%，电网侧新型储能占比约三分之一。相比于电源侧、负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。电网侧新型储能有望在支撑电力保供、提升系统调节能力、保障系统安全稳定运行等全局系统功能方面发挥重要作用。另外，由于不同新能源场站出力具备互补特性，相较于电源侧分散布置，在电网侧关键节点集中布置可相应地减少储能需求。根据电规总院前期研究，在满足系统同等调节能力需求的前提下，电网侧布局比电源侧可减少20%～30%左右的储能容量。

　　“十四五”电网侧新型储能亟需多元化场景下发展提速。一是综合考虑全社会用电量增长、煤电建设积极性不足、新能源可靠替代能力较低、跨省区输电通道建设进度存在不确定性等因素，预计2023年、2024年全国电力供应保障压力较大，电网侧新型储能建设周期短、布局灵活，通过发挥电量转移、顶峰供电作用，可及时缓解电力供应保障压力。二是“十四五”期间风电和太阳能发电量预计实现翻倍，对于系统调节能力建设存在巨大需求，在充分挖掘火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施潜力的情况下，仍需统筹配置电网侧、电源侧新型储能满足新能源消纳要求。三是结合国家正在推进的沙漠戈壁荒漠地区大型新能源基地项目，为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于50%要求，以及提升通道运行稳定性，需要配置电网侧新型储能。四是建设电网侧新型储能可有效缓解输电阻塞，提升电网末端供电能力，替代输变电设施投资升级。综合考虑以上四类应用场景，根据电规总院前期研究，“十四五”期间全国电网侧新型储能总需求规模超过5000万千瓦，时长需求2~4小时。

二、当前机制下电网侧新型储能成本回收存在较大压力

　　电网侧新型储能商业模式有待健全，当前以租赁为主的发展模式不具备可持续性。“十三五”以来，电网侧新型储能经历波动式发展，2018年呈现爆发式增长，受政策调整影响，2019年电网侧新型储能发展减速。当前电网侧新型储能发展以租赁模式为主，即业主建设储能电站后，通过容量租赁方式，由电网公司支付租赁费用，租赁期限结束后，再由业主将资产移交给电网公司。当前租赁费用主要由电网企业自己承担，尚无疏导渠道。已投运项目主要集中在中东部发达地区，比如江苏、山东、河南、湖南、广东等省份，长期来看该模式不具备可持续性。

　　现行电力市场机制下电网侧新型储能较难实现成本回收。按照电化学储能当前造价测算，储能电站购售电价差在0.7～0.8元/千瓦时左右才能基本实现成本回收。从新型储能参与现货市场的情况来看，目前仅有部分地区明确新型储能参与现货市场的主体地位，2022年3月山东率先推动独立储能参与电力现货交易，根据3月山东现货市场运行情况，储能电站充放电最大峰谷价差为0.612元/千瓦时，且充放电平均峰谷价差远低于最大价差。从新型储能参与辅助服务市场的情况来看，当前尚未完全建立按效果付费的机制，无法体现电网侧储能对于电力系统调节支撑等多元化价值，且补偿标准的延续性不足，目前各地对于新型储能参与调峰的补偿标准约0.2～0.5元/千瓦时。根据上述分析，基于当前市场机制，电网侧新型储能较难实现成本回收。

三、关于电网侧新型储能成本疏导机制的思考

　　大力推广电网侧共享新型储能的创新模式应用。在部分新能源资源条件较好、系统调节压力较大的地区，可考虑率先开展电网侧新型储能共享发展模式示范，共享储能电站与多家新能源企业交易，利用新能源发电侧利润补贴共享储能电站，成本不传导至用户侧造成电价增加。该模式下，储能投资商、新能源企业、电网企业及地方政府可实现多方共赢。根据前述分析，在电网侧关键节点布局，比电源侧减少20%~30%左右的储能容量。因此，对于新能源企业，相较于自建电源侧储能，购买共享储能电站调峰服务投资更低。对于电网企业，通过支付给共享储能电站少量租赁费用，获得优质调度资产，发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障系统安全稳定运行等全局系统功能，保障系统安全可靠运行。对于地方政府，通过引入共享储能模式有效促进当地新能源发展，带动储能产业链及地方经济发展。

　　积极推动构建体现电网侧新型储能多元价值的市场体系。电网侧新型储能可为电力系统提供电能量服务、辅助服务、容量保障服务等多重服务，后续可进一步通过市场体系的完善体现其多元化价值。在电能量市场中，逐步放开现货市场限价，适当扩大现货市场价差，充分体现电网侧储能提供稀缺性、电力资源的价值。在辅助服务市场中，加快构建有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务等多元化辅助服务市场，充分体现储能对于系统的平衡调节、快速调频调压等优势价值，保障储能获取多重收益。同时探索建立容量保障机制，参考美国、英国、澳大利亚等国际先进经验，通过开展容量交易市场或容量补偿工作，体现电网侧新型储能保障电力可靠供应的系统价值。同时，积极协调上述各市场机制的关系，促进衔接融合发展。