中國儲能網(wǎng)訊：2003年7月國家能監(jiān)局《關于發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理的意見》（電監(jiān)市場〔2003〕23號），為國務院[5]號文下的“廠網(wǎng)分開”改革后的電力行業(yè)帶來了新的管理模式與規(guī)范。2006年11月國家能監(jiān)局頒布了《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》2006[42]號文和《電力輔助服務管理辦法》2006[43]號文（簡稱舊版“兩個細則”），有效地緩解了當時廠網(wǎng)、廠廠之間的管理問題與輔助服務分攤等關鍵矛盾。2015年3月國務院出臺《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》2015[9]號文，我國電力體制迎來了新一輪變革，為后續(xù)電力體制與機制奠定了基礎。2020年9月習總書記提出“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略目標，為我國未來的百年發(fā)展繪制了美化藍圖。然后，隨著電力體制改革節(jié)奏與以新能源為主的新型電力系統(tǒng)建設的加速，雙軌制等關鍵制度癥結引發(fā)的深層次問題日益尖銳。2021年12月國家能源局正式頒布實施了《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》文件（簡稱新版“兩個細則”），為我國未來電力行業(yè)的穩(wěn)健發(fā)展譜寫了新篇章，為新型儲能的科學發(fā)展繪制了新時代。
“兩個細則”的巨變
2021年12月24日，新版“兩個細則”正式取代了原國家電監(jiān)會制定的舊版“兩個細則”。總體而言，新版“兩個細則”可概括為：“面對新問題、拓展新主體、引入新品種、遵循市場化、構建新機制”。其中，《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》重點對包括新能源在內的發(fā)電側并網(wǎng)主體、新型儲能、用戶側可調節(jié)資源等的管理進行了豐富與補充，《電力輔助服務管理辦法》重點對輔助服務提供主體、交易品種分類、電力用戶分擔共享機制、跨省跨區(qū)輔助服務機制等進行了具有前瞻性的豐富與擴展。正如下表所示，新、舊“兩個細則”的變化之巨大已經(jīng)不能用“修訂”來簡單描述，其重要性是不言而喻的，其影響性將是廣泛而深遠的，是中國未來新型儲能技術可持續(xù)發(fā)展的奠基石。
新版“兩個細則”對新型儲能的影響
一、明確了新型儲能的獨立“新型主體”身份，這將產(chǎn)生重大而深遠的影響
自從新型儲能技術在能源行業(yè)應用以來，縱觀國內外新型儲能的相關政策與市場規(guī)則等制度文件與文獻資料，有關新型儲能身份問題更多地集中在參不參與市場、獨不獨立交易等市場準入層面。然而，我們一直沒有解決新型儲能的“我是誰”這一根本問題，以至于在各地實際管理過程中涉及的新型儲能一二次設施等建設標準、并網(wǎng)標準、運行規(guī)范、運營規(guī)則等各個方面往往簡單套用現(xiàn)有的源側或荷側管理框架與模式，這給新型儲能的規(guī)劃建設、運營運行等不同環(huán)節(jié)造成了很多不必要的管理過程與額外成本。這一問題也體現(xiàn)在《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》征求意見稿中的第二條“本規(guī)定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發(fā)電、抽水蓄能、新型儲能等并網(wǎng)主體”里將新型儲能與源側主體并列描述中。
實際上，新型儲能在能源行業(yè)的最大價值是將能源的生產(chǎn)與消費在時間上的解耦，其與源側的各類發(fā)電主體的最大差異是自身不能產(chǎn)生能源，與荷側用能主體的最大不同之處在于自身也不是能源的最終消費者。因此，新型儲能既不屬于“源側”更不能歸類到“荷側”，是一種獨立的新型主體。這在正式頒布文件第二條“本規(guī)定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、抽水蓄能、自備電廠等發(fā)電側并網(wǎng)主體，以及電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡等能夠響應電力調度指令的可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）等負荷側并網(wǎng)主體”里將新型儲能與“發(fā)電側并網(wǎng)主體”、“負荷側并網(wǎng)主體”分開并列表述中得到充分體現(xiàn)，這從根本上解決了新型儲能“我是誰”的問題，為新型電力系統(tǒng)下的科學規(guī)范化管理新型儲能掃清了根本性障礙。
二是明確了新型儲能的基本運行管理框架，未來各地執(zhí)行細則將會呈現(xiàn)出差異化
我國各地能源供給與消費結構存在著天然的時空差異，市場化進程更是參差不齊。因此，自從2003年舊版“兩個細則”頒布實施以來，各地“兩個細則”的執(zhí)行細則更是分化明顯，尤其是在新型儲能的涉網(wǎng)運行管理與輔助服務等方面。為解決新型儲能運行涉及的技術指導和管理方面的問題，在《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》明確了新型儲能需滿足的基本功能、涉網(wǎng)性能與參數(shù)、自動化設備等運行層面的基本管理框架，在第二十條中明確了“參照發(fā)電側并網(wǎng)主體技術指導和管理相關要求執(zhí)行”的執(zhí)行依據(jù)，但并沒有像發(fā)電側并網(wǎng)主體的技術指導和管理工作一樣詳細，這為未來各地編制可滿足本地運行管理與輔助服務等需要的執(zhí)行細則提供了可參照框架的同時，也為各地差異化預留了一定的發(fā)揮空間。
三是明確了新型儲能不會被“特殊”對待，“市場化”是新型儲能健康可持續(xù)發(fā)展的必然選擇
長久以來，我國業(yè)界一直存在新型儲能“特殊化”的呼聲，不是伸手要“補貼”，就是要“特殊”規(guī)則，這既不符合“三公”原則的平等精神，亦不遵循市場化道路的發(fā)展精髓，試圖把新型儲能放在“溫室”中“飼養(yǎng)”，實則是一種極其不自信的表現(xiàn)。縱觀我國科技產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷程，“卡脖子”都是被“保養(yǎng)”出來的，只有“市場化”才是我國新型儲能的正確成長之路。其實，“市場化”不僅僅是指電能量與輔助服務的市場化交易與品種，亦包含在我國能源發(fā)展的不同階段中新型儲能技術路線的“市場化”選擇、不同靈活性調節(jié)資源間的“市場化”選擇等問題。與“補償”為主的舊版“兩個細則”不同，“市場化”貫穿于新版“兩個細則”之中，涵蓋了市場主體、準入機制、參與機制、調用機制、考核機制、結算機制、運行執(zhí)行等各服務或交易環(huán)節(jié)，與監(jiān)督管理等管理環(huán)節(jié)構成了一個“無歧視”的閉環(huán)體系，這是睿智的、科學的制度性設計與安排，并將新型儲能無歧視地“放養(yǎng)”在這樣的市場化大環(huán)境之中。我們堅信，處于“放養(yǎng)”下的我國新型儲能產(chǎn)業(yè)及其生態(tài)將會變得更加強壯與健康，將可更加從容地面對“以新能源為主的新型電力系統(tǒng)”的機遇與挑戰(zhàn)。
四是激發(fā)了新型儲能的靈活性價值需求，構建了充分發(fā)揮靈活性資源優(yōu)勢的體制機制
在國家“雙碳”目標戰(zhàn)略背景下，在以新能源為主的新型電力系統(tǒng)中，供給上將出現(xiàn)集中式新能源與分布式新能源長期并存的局面，組成上將出現(xiàn)以電力電子技術為主導的弱慣量電力系統(tǒng)，消費上將涌現(xiàn)海量含分布式能源、具有一定自平衡特性的微電網(wǎng)，機制上將出現(xiàn)多層構架的協(xié)同化市場交易，運行上將出現(xiàn)多級耦合的分層協(xié)同調控體系。因此，在《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》中明確了對發(fā)電側并網(wǎng)主體的運行涉網(wǎng)范圍、功能需求及其要求等，比如在第五條新增一次調頻系統(tǒng)、新能源功率預測系統(tǒng)等范圍，在第二十條“并網(wǎng)主體參與電力系統(tǒng)調峰時，調頻、調壓等涉網(wǎng)性能應滿足相關規(guī)定和具體要求”等要求，暗示了新能源“常規(guī)化”的制度設計，為新型儲能等靈活性資源的價值體現(xiàn)提供了巨大的想象空間。在《電力輔助服務管理辦法》中新增了轉動慣量、爬坡等輔助服務新品種，及其完善的輔助服務市場化機制，有利于發(fā)揮新型儲能等靈活性資源的優(yōu)勢，以滿足新型電力系統(tǒng)所表現(xiàn)出來的低碳清潔化、雙端隨機化、主體多元化、源網(wǎng)荷互動化、交易機制多樣化等客觀需求，以進一步支撐新能源接入和消納，提升電力系統(tǒng)可靠性和電能質量，更好地完成保障電力供應安全與推動綠色低碳發(fā)展兩大任務。
五是明確了輔助服務成本分攤與傳導等核心機制，為新型儲能等靈活性資源的可規(guī)模化發(fā)展提供了基礎
自從2002年5號文頒布以來，我國電力行業(yè)不斷探索適合中國能源發(fā)展客觀需要的市場體系與機制。然而，長期的計劃經(jīng)濟思維慣性，導致我國的電力成本傳導機制長期不暢，給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了一系列顯性矛盾與隱性風險，亟待構建可貫穿到用戶側的電力成本傳導機制與可覆蓋低碳清潔化外部性的全社會成本疏導體系。根據(jù)《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），到2025年實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)模將達到3000萬千瓦以上。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟不完全統(tǒng)計，截至2022年底，我國新型儲能累計裝機規(guī)模將達400萬千瓦，其中鋰離子電池儲能占比約為90%?，F(xiàn)階段，鋰離子電池儲能成本約1500-2000元/千瓦時。隨著低成本長時儲等關鍵技術逐步突破，新型儲能成本將會回歸正常且持續(xù)下降，預計2025年，鋰離子電池儲能成本將下降約30%。以當前新型儲能中裝機規(guī)模占比最高、技術經(jīng)濟性最優(yōu)的鋰離子電池儲能為參考標的，按照2023年鋰離子電池儲能單位造價1500元/千瓦時、到2025年單位造價下降30%（2023至2025年逐年鋰離子電池儲能單位造價分別為1500、1350和1200元/千瓦時）、運行周期10年、基準收益率8%、運營成本費率2.5%、系統(tǒng)效率81%、系統(tǒng)逐年平均衰減率1.5%、儲能時長2小時測算，到2025年，新型儲能累計投資總額約663億元（2023至2025年逐年投資總額分別為260、221和182億元），待疏導累計費用約為93億元（2023至2025年逐年待疏導費用分別為36.3、31.0和25.6億元）。由此可見，目前單純基于源側的輔助服務成本分攤與傳導機制將無法承受新型儲能等靈活性資源的疏導需求。因此，《電力輔助服務管理辦法》進一步完善了輔助服務考核、補償?shù)葯C制，明確跨省跨區(qū)發(fā)電機組參與輔助服務的責任義務、參與方式和補償分攤原則，建立了用戶參與的分擔共享機制，形成了可貫穿到用戶側的電力成本傳導機制，為新型儲能等靈活性資源的可規(guī)?；l(fā)展提供了基礎。
