如何更好推动储能规模化、产业化、市场化发展（经济聚焦·一线看储能⑤）

本文转自：人民日报

如何更好推动储能规模化、产业化、市场化发展（经济聚焦·一线看储能⑤）

——访电力规划设计总院常务副院长胡明

储能作为构建新型电力系统的重要支撑，对改善新能源电源的系统友好性，破解电力生产和消费同时完成的传统模式，改善负荷需求特性，推动新能源大规模高质量发展起着关键的作用。推动储能更好实现规模化、产业化、市场化发展，离不开价格机制和商业模式的进一步完善。近日，本报记者就相关问题采访了电力规划设计总院常务副院长胡明。

问：目前储能主要包括哪几类技术手段？它们的发展情况如何？

答：目前，储能主要包括抽水蓄能和新型储能两类方式。其中，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术，适合规模化开发建设。截至2022年底，我国抽水蓄能电站装机规模约4579万千瓦，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

新型储能是指除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的各类储能技术，包含锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等不同技术路线。新型储能受站址资源约束较小、布局灵活、建设周期较短，可实现与电力系统源、网、荷各要素紧密结合，有利于平衡新能源电源电力与电量关系，提高系统友好性、增强电网弹性、改善负荷柔性，与抽水蓄能在源侧、网侧、荷侧形成不同的功能互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。截至2021年底，全国新型储能装机超过400万千瓦，预计2025年将达到3000万千瓦以上。

问：目前抽水蓄能的商业模式和价格形成机制如何？

答：抽水蓄能已形成清晰的商业模式。

国家发展改革委于2021年印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，在坚持两部制电价机制的基础上，进一步完善了抽水蓄能价格疏导机制。

容量电价按电站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能对系统的容量支撑价值，提供了稳定的收益预期，目前已明确纳入省级电网的输配电价回收，按经营期内资本金内部收益率6.5%进行核价。

电量电价按抽发电量核算变动收入，由过去的政府核定模式，转变为以竞争性方式形成，在电力现货市场运行的地区，按当地现货市场价格及规则结算；在其他地区，上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按其75%执行，并鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购抽水电量，进一步体现其调峰价值。

随着配套政策及价格机制不断完善，各方对于抽水蓄能的投建积极性显著提高，未来抽水蓄能电站将进入加速发展期。

问：请介绍一下新型储能在不同应用场景下的商业模式和价格政策，目前面临哪些难点？

答：目前，国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策，不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同，商业模式也有较大差别。

新能源电站配置储能是当前新型储能增量的主体，各地对于新建新能源电站配置储能的比例和时长要求不同，一般在10%至25%、1至4个小时。通过配置储能可降低新能源弃电量、支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场等获取收益，但多数情况下，新型储能成本主要纳入新能源电站发电收入分摊。除配建储能外，新能源电站可向独立储能电站租赁或购买储能容量，如山东、青海等地正在推进的共享储能模式。容量租赁费用是共享储能电站的主要收入，此外，在部分地区其可参与电力现货市场和辅助服务市场获取收益。

除共享储能以外的电网侧独立储能，在当前的电力市场体系下，仅通过参与电力现货、辅助服务市场难以满足投资收益，限制了其大规模发展。国家发展改革委、国家能源局的多项文件提出，要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，为电网侧储能电价机制指明了方向。

用户侧储能主要利用峰谷价差套利。2021年国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各地陆续明确尖峰电价机制，进一步拉大峰谷电价差，增大用户侧储能收益空间。

总体看，鉴于新型储能的应用场景广泛、技术发展程度不一、成本相对较高，参照抽水蓄能形成统一价格机制的难度很大。同时，我国电力市场建设处于起步阶段，各地结合自身特点在新型储能参与市场机制设计上开展了有益尝试，但现有市场和价格机制难以全面反映新型储能的多重价值，可持续的商业模式仍需进一步探索。

问：未来，应通过哪些举措进一步完善储能的商业模式和价格机制？

答：下一步，推动储能商业模式和价格机制进一步完善，还需多方面形成合力。

一是“分类施策”完善新型储能成本疏导机制，开展政策试点示范。对“新能源+储能”项目在并网、消纳、考核等方面给予支持，提高新能源企业建设储能的积极性。加快开展独立储能电站容量电价和电网替代性储能纳入输配电价的相关机制研究，在有条件地区开展先行先试。

二是持续推进电力市场体系建设，推动储能获取多重收益。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场，完善充分反映储能多重价值的市场机制，真正实现按效果付费。

三是强化新型储能技术创新和产业链建设，加快推动成本下降。加强以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的储能技术创新体系建设，着力推动新型储能技术多元创新、加速技术更新迭代，不断完善材料、部件、集成等上下游产业链，促进新型储能成本下降。

四是推动新型储能商业模式创新，促进源荷高效互动。加强新型储能与“云大物移智链”等信息技术结合，推动储能要素融入虚拟电厂、负荷聚合商、微电网等新兴市场主体，充分挖掘新型储能价值潜力。

五是研究储能支撑多领域减碳作用，探索参与碳交易。充分发挥储能在新能源乃至能源、交通、建筑等领域支撑减碳的价值，研究储能参与碳交易的方式，争取各领域减碳政策红利。