中國儲能網(wǎng)訊：2022年6月7日，國家發(fā)改委運行局發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（以下簡稱《通知》），堅持發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，解決了儲能參與電力市場的一系列實質性問題，第一次明確了獨立儲能的定義及參與市場的方式，為儲能持續(xù)盈利和健康穩(wěn)定發(fā)展移除了重大障礙。
2022年3月國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《“十四五”新型儲能實施方案》（發(fā)改能源〔2022〕209號）提到充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發(fā)揮政府作用，完善市場化交易機制，豐富新型儲能參與的交易品種，健全配套市場規(guī)則和監(jiān)督規(guī)范，推動新型儲能有序發(fā)展?！锻ㄖ肥菍嵤┓桨傅倪M一步細化，并明確提出操作手段。主要內容包含如下幾個方面：
一、突出儲能參與市場
《通知》在總體要求中提出“要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調度運行機制，發(fā)揮儲能技術優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業(yè)健康發(fā)展”。
總的來說，市場機制是儲能發(fā)揮多種作用的長效手段，對于暫未參與市場的配建儲能，也要發(fā)揮科學的調度運用手段?！锻ㄖ氛w是圍繞電力市場探討如何讓儲能盈利并發(fā)揮作用。電力市場是新型電力系統(tǒng)建設的重要內容。新型電力系統(tǒng)建設不光是風電光伏、新型儲能等硬件的建設，市場的建設就像是保障各種硬件能夠生存并發(fā)揮作用的重要軟件，反而常常被忽視。國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號），其中一個作用就是解決各種調節(jié)手段生存困難，導致無法在保障電網(wǎng)安全的前提下提升新能源裝機占比的問題。要建設適合高可再生能源比例新型電力系統(tǒng)的電力市場機制，核心是讓電力和服務具有時間價值和空間價值，通過規(guī)則建設，讓市場定價取代政府定價，充分發(fā)揮市場在資源配置中的基礎性作用。
2021年，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于國家發(fā)展改革委進一步完善分時電價機制通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號），要求適應新形勢要求（可再生能源、電力市場建設、峰谷特性變化等），形成有效的市場化峰時電價信號，科學劃分峰谷時段，并擴大峰谷價差。雖然還是政府定價，但已經(jīng)相對靈活，盡量反映市場需求。
分時電價的終點是電力現(xiàn)貨市場，山西、山東等省份走在全國前列。山西已經(jīng)連續(xù)15個月現(xiàn)貨結算，山東已經(jīng)連續(xù)6個月現(xiàn)貨結算。電力現(xiàn)貨市場下的發(fā)電上網(wǎng)電價完全由市場決定，每15分鐘一個點，每天96個時間節(jié)點電價由供求關系確定，中午光伏大發(fā)電力過剩期間電價很低，傍晚用電高峰期間電價很高。
儲能參與電力現(xiàn)貨市場，主要分為現(xiàn)貨市場啟動前和現(xiàn)貨市場啟動后兩個階段。目前山東均已經(jīng)歷過。2021年4月，當時山東電力現(xiàn)貨市場尚未啟動，基于中長期市場條件，山東省能源局出臺《關于開展儲能示范應用的實施意見》（魯發(fā)改能源〔2021〕254號），規(guī)定了中長期市場儲能的盈利模式，主要是以儲能參與調峰輔助服務市場、給予優(yōu)先發(fā)電量計劃獎勵為主，解決了儲能充電電價過高的問題。儲能調用方式由電網(wǎng)調度決定，電網(wǎng)調度的次數(shù)決定了儲能參與調峰輔助服務市場盈利水平。2021年12月1日，山東電力現(xiàn)貨市場啟動連續(xù)結算，調峰輔助服務市場和計劃電量取消，山東省能源局和山東能源監(jiān)管辦根據(jù)之前的儲能參與現(xiàn)貨理論研究，確定了獨立儲能賺取節(jié)點電價峰谷價差、獲取容量電費、新能源增發(fā)電量收益分享等盈利模式，儲能調用方式為自調度，調度不再下發(fā)指令要求儲能充放電，而是將儲能企業(yè)申報的曲線作為現(xiàn)貨運行的邊界條件優(yōu)先出清。企業(yè)對現(xiàn)貨價格的預測能力決定了儲能參與電力現(xiàn)貨市場的盈利水平。
二、發(fā)揮儲能技術優(yōu)勢
《通知》提出“新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，可在電力運行中發(fā)揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分”。在全國很多省份，電力系統(tǒng)調節(jié)能力亟待提升，但是有些省份發(fā)展抽水蓄能的條件不是很具備，北方和東部省份多平原，西北地區(qū)干旱缺水，這些省份反而是風光資源豐富或者外電輸入比例高的地區(qū)，更加缺乏電力系統(tǒng)調節(jié)資源和應急電力保障資源。新型儲能在快速建設調節(jié)能力方面發(fā)揮了重要作用，由于產(chǎn)業(yè)化和成本的優(yōu)勢，但是具備反映速度及其迅速的鋰電池被很多省份僅當做調峰使用，這沒有充分發(fā)揮電化學儲能的技術優(yōu)勢。壓縮空氣、液流電池、火電儲熱等適合調峰的新型儲能，由于產(chǎn)業(yè)化不足、應用不成熟或者現(xiàn)行價格政策原因，還沒有大規(guī)模應用，其技術優(yōu)勢也沒有發(fā)揮出來。
儲能可以為電網(wǎng)提供多種服務，電量服務只是其中一種，儲能還可以提供爬坡、調頻等多種服務，尤其是電化學儲能響應速度快，甚至可以作為等效轉動慣量使用，對電力系統(tǒng)的支撐作用非常明顯，僅僅作為大容量的調峰電站有些浪費了。但是這里也存在一定的技術問題，比如儲能在賺取節(jié)點電價差的空余時間參與調頻，則儲能不能充滿放光，要預留一定電量參與調頻，預留多少需要調度部門在摸索中確定。中長期市場下，儲能參與輔助服務相對簡單，例如當天參與調峰輔助服務就不能參與調頻輔助服務等規(guī)定讓儲能運行簡單，但是也限制了多重功能的發(fā)揮，輔助服務費用在所有發(fā)電企業(yè)中分攤；電力現(xiàn)貨市場下，儲能參與輔助服務更加靈活，也更復雜，儲能在賺取節(jié)點電價峰谷價差的同時可以參與多種服務，考驗儲能電站運行水平，輔助服務費用分攤也由發(fā)電企業(yè)擴展到用戶。
目前，山東省正在開展電力現(xiàn)貨市場條件下的輔助服務市場建設，包括調頻市場、爬坡市場等。儲能在賺取發(fā)電節(jié)點電價峰谷價差的同時，可以參與調頻或爬坡，發(fā)揮多種作用，賺取多重收益。
三、定義獨立儲能電站
《通知》指出獨立儲能指“具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調度，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”。這是《通知》的一個重大貢獻。不同于傳統(tǒng)的發(fā)電側儲能、電網(wǎng)側儲能、用戶側儲能的劃分，近年來獨立儲能（又叫共享儲能）的概念興起。在山東省2021年建設的5個獨立共享儲能調峰示范項目中，華能黃臺電廠儲能建設在火電廠空余建設用地內，接入電廠220kV母線，利用現(xiàn)有線路連接電網(wǎng)；國家電投海陽項目利用海上風電陸上升壓站備用間隔接入現(xiàn)有220kV母線，利用現(xiàn)有線路接入電網(wǎng)。兩個電站在電氣二次設計上均采取了創(chuàng)新，獨立設置關口表和調度系統(tǒng)，成為獨立儲能電站。也就是說，獨立儲能的興起打破了按照投資方或者按照建設地點定義儲能的方式，轉而按照市場地位定義儲能：無論是誰投資，無論是儲能建設在什么地點，只要具備獨立的計量、控制等技術條件，具有獨立法人資格，就可以作為獨立儲能電站。
四、探討配建儲能發(fā)展
《通知》規(guī)定“鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內計量、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”。這里主要探討了新能源配建儲能市場地位問題。由于各地出臺的新能源強配儲能政策，建成大量隨著新能源建設的儲能，目前是類似無功補償作為新能源場站的附庸存在。怎么利用好這部分儲能，解決這部分儲能參與市場獲取收益的問題，處理好獨立儲能和配建儲能的關系，是本條的出發(fā)點。以山東為例，在中長期市場條件下，新能源配建的儲能是可以參與電力輔助服務市場，獲取調峰收益的。但是電力現(xiàn)貨市場啟動后，為了保證新能源尤其是光伏電站的收益，山東規(guī)定新能源電量10%進入現(xiàn)貨，其余不進現(xiàn)貨，這就造成了新能源并不是完整的現(xiàn)貨市場主體，新能源配建的儲能地位也不明確。儲能與新能源的關口表合并布置，除非將配建儲能改造成獨立儲能，否則儲能無法參與市場。如果市場成熟，儲能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市場，但是操作層面上會比較困難。
五、確定儲能現(xiàn)貨電價
《通知》規(guī)定“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加”。長久以來，儲能充電電價過高問題困擾著電站盈利。因為國家沒有規(guī)定專門的儲能電價，導致充電時電網(wǎng)將儲能電站當用戶看待，繳納兩部制電價，度電平均價格超過0.6元，甚至還要繳納容量電費，儲能電站難以承受。山東、陜西等省份做出很多嘗試來降低儲能充電電價，如山東的充放相抵政策，免收容量電費等，但由于制定單獨的儲能電價是國家實權，地方價格主管部門只能在現(xiàn)有政策框架下輾轉騰挪，套用某種現(xiàn)行電價，難以徹底解決。儲能參與電力現(xiàn)貨市場時，將要棄掉的風光電源收集起來，讓新能源企業(yè)有機會發(fā)出電力，再將電力存儲到傍晚用電高峰放出，這本來是一件好事，但是由于現(xiàn)行政策的限制，儲能充電作為用戶要繳納基金附加、輸配電價等，大幅壓縮了峰谷價差套利空間。
以山東為例，基金附加為0.0273元/kWh，輸配電價為0.1717元/kWh（單一制），兩項吃掉了約0.2元的峰谷價差?！锻ㄖ返囊?guī)定對儲能參與電力現(xiàn)貨市場來說是久旱春霖，解決了地方推動儲能參與現(xiàn)貨的重大政策障礙，值得慶祝。
六、優(yōu)化儲能調度機制
《通知》指出“堅持以市場化方式為主優(yōu)化儲能調度運行。對于暫未參與市場的配建儲能，尤其是新能源配建儲能，電力調度機構應建立科學調度機制，項目業(yè)主要加強儲能設施系統(tǒng)運行維護，確保儲能系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行”。本條規(guī)定了未進市場的儲能還是由調度管理，業(yè)主維護。其實業(yè)主的需求是給儲能一個預期的利用小時數(shù)。在中長期市場條件下或者現(xiàn)貨中未進入市場的配建儲能，儲能是接受電網(wǎng)的調度的，因此調度調用次數(shù)多少，是儲能輔助服務盈利能力的決定性因素。最早新疆在出臺儲能政策時，由于當時國內對儲能的研究還不完善，新疆規(guī)定了儲能按照調度指定充1度電給予0.55元的補償，但是沒有規(guī)定每年調用次數(shù)，導致投資方擔心不被調用，收益很低，遲遲不敢啟動儲能建設。后來各省在政策制定中逐漸意識到這個問題，山東通過制定規(guī)則的方式確定利用小時數(shù)，規(guī)定全省有任何一臺火電機組出力低于50%時優(yōu)先調用儲能；寧夏、浙江等省份直接采用了規(guī)定利用小時數(shù)的方式保障儲能收益。
中長期市場下電力調度機構對儲能的調用機制和調用次數(shù)直接決定了儲能的收益，確實應該予以重視。在電力現(xiàn)貨市場下，如前所述，新能源配建的儲能盈利模式成了問題，無法獨立參與市場，新能源又是部分進入市場，儲能到底在現(xiàn)貨市場還是在傳統(tǒng)計劃電價體系中運行成了兩難的問題。因此對于暫未參與市場的配建儲能，暫時只能依賴調度機構進行調度，儲能暫時作為類似無功補償一樣的新能源場站附屬設備存在，業(yè)主還要負責維護，承擔儲能安全管理責任，確實對新能源企業(yè)是一個負擔。在《通知》第三條也有提到讓配建儲能聯(lián)合新能源參與市場，但操作層面難度較大。
七、強調儲能地域差別
《通知》指出“各地要結合實際、全面統(tǒng)籌，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的相關市場規(guī)則，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的并網(wǎng)運行、輔助服務管理實施細則，推動儲能在削峰填谷、優(yōu)化電能質量等方面發(fā)揮積極作用”。各省資源稟賦不同，電網(wǎng)特點也不同，確實應該因地制宜，由各省能源主管部門和國家能源局派出機構共同確定適合本省的市場規(guī)則。山東省缺乏調峰資源，尤其是中午填谷資源；湖南省缺乏調峰資源，尤其是用電高峰頂峰資源；廣東省缺乏調頻資源，不缺調峰資源；江蘇省不缺調峰資源也不缺調頻資源，但是缺乏保障電網(wǎng)安全的儲能。各省根據(jù)需求制定政策，是非常合理的。
八、其他
《通知》還強調了儲能的技術支撐。如果沒有技術支持，業(yè)主在經(jīng)濟利益的驅動下必然采購便宜的設備，劣幣驅逐良幣，造成雙輸局面，還留下巨大安全隱患和管理責任?！锻ㄖ芬?guī)定“新型儲能項目建設應符合《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》等相關標準規(guī)范要求，主要設備應通過具有相應資質機構的檢測認證，涉網(wǎng)設備應符合電網(wǎng)安全運行相關技術要求。儲能項目要完善站內技術支持系統(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，參與電力市場和調度運行的項目還需具備接受調度指令的能力。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)。電力企業(yè)要建立技術支持平臺”。
在山東，能源主管部門通過示范項目的建設引導企業(yè)進行檢測，總結地方設計和檢測標準，電網(wǎng)企業(yè)建設儲能監(jiān)視平臺，交易機構建設儲能租賃平臺，率先開展儲能設計審查和消防驗收技術導則編制工作，盡力保障儲能建設質量和各參與方的安全。事實證明，首批共享獨立儲能示范項目的質量顯著高于新能源配建項目。
除獨立儲能和新能源配建儲能外，《通知》對用戶側儲能和電網(wǎng)側儲能作用也進行了重申，指出“鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格”，“鼓勵電網(wǎng)側根據(jù)電力系統(tǒng)運行需要，在關鍵節(jié)點建設儲能設施。研究建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。對于用戶側儲能，由于充放電都在用戶關口表內，建設運行都相對靈活，只要峰谷價差夠大夠穩(wěn)定，業(yè)主是可以通過用戶側儲能盈利的。對于由電網(wǎng)公司主業(yè)投資的電網(wǎng)側儲能，可以走輸配電價機制，這是電網(wǎng)主業(yè)投資的特權。但是也存在如何甄別電網(wǎng)替代型儲能設施的問題。
總之，《通知》的內容全面，可操作性強，對在電力市場中摸索可行政策的地方能源主管部門有巨大的幫助。建議大家認真學習，結合在山東等省份建設獨立儲能電站的實際案例和運行數(shù)據(jù)進行研究，共同為我國儲能參與電力市場、持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展獻策獻計，推動新型電力系統(tǒng)全面建設。
