新政释放积极信号 储能将成新型电力系统发展主

“碳中和”目标愿景下，构建以新能源为主体的新型电力系统成为方向，也为储能迎来跨越式发展催生机遇。日前，国家发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，对储能发展的系列问题提出了整体思路。

文件首次明确储能产业发展目标，到2025年，实现新型储能装机规模达到3000万千瓦（30GW）以上，为储能行业从商业化初期向规模化发展定下基调。业内表示，该储能政策对整个行业发展具有重要指导意义，释放了积极信号。与此同时，在新能源和储能融合发展趋势下，健全成本疏导机制、探索具有可行性的商业模式和完善安全标准已迫在眉睫。

数据显示，截至2020年，我国已投运的新型电力储能（包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等）累计装机规模达到3.28GW，同比增长91.2%。对比前述“十四五”时期的储能装机规模预期，这也意味着，到2025年我国新型储能市场规模将比2020年底的水平扩大10倍左右。

储能应用场景丰富，在电力系统中的应用场景主要分为发电侧、电网侧和用户侧。2019年底以来，我国20多个省市新能源配置储能政策相继落地，叠加“双碳”目标提出，进一步助推新能源为主体的新型电力系统构建，使储能在新能源发电侧成为极具爆发性增长的市场。

业内表示，从目前情况来看，国内储能产业还没有摸索出适合自身发展的恰当市场机制和商业模式。在缺乏成本疏导机制的情况下，新能源发电投资方因新能源项目并网或核准“无奈”承担了储能成本，该问题在业内一直存在争议。目前储能大部分依靠政策驱动，为了获取新能源项目指标，盈利性目的并不强。同时，新能源投资方对储能功能不甚了解，对投资成本较为敏感。

储能行业实现产业化发展，离不开政策和市场机制的全面扶持。对此，《征求意见稿》指出，要完善政策机制，营造健康市场环境。《征求意见稿》肯定了储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，应急供电保障能力和延缓输变电升级改造需求的能力，以及在用户侧构建智慧能源、虚拟电厂的重要作用，提出“明确新型储能独立市场主体地位”。储能电站将不再是作为火电、新能源的附带功能，而以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元，而共享储能电站等各种业态也将不断涌现。

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”成为最大的亮点，也是储能实现更大破局的关键点，事实上也是解决新能源为主体的电力系统可能造成的容量支撑不足的重要手段。

在我国双碳目标下，煤电和新能源装机的消长，构成了电源结构的主要矛盾，风、光装机比例日增，煤电退出呼声越发高涨之际，“缺电”频发似乎就在眼前。该矛盾主要来自于不同品种电源在电力容量和电量上的匹配上，各种电源属性可分解为容量价值和电量价值，其中容量价值指的是，电源保障电力平衡的调节范围，体现在较短时间内可调用的功率。

以前我国在以煤电、水电为主的传统电力系统中，电源的容量特性较好，电力平衡能力较强，通过将电力平衡责任比例分摊到各电源上可保证发用电平衡。所以没有容量价值的显性体现，而将电源全周期成本主要分摊到电量上，通过电量和电价即可回收电源全部投资，从而促进发电企业投资，保证了电力供应的充裕度。

但在新能源占比越来越大的情况下，各种电源容量价值、电量价值迥异，特别是具有间歇性的新能源装机的增长，无法实现可调容量的增长，遇到负荷高点新能源又集体失灵时，将造成电力短缺。由于我国电价上限较低，电力短缺情况下容量稀缺价值无法体现，储能、火电、气电等调节能力较大的电源，无法通过稀缺电价获得间接容量激励，扭曲了容量价值，制约了有效容量方面的投资，电化学储能发展也受制于此。体现容量价格机制不健全的情况下，电力供应充裕度存在较大隐忧。

《征求意见稿》提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，将储能的容量价值显性化，对于形成储能行业成熟的商业模式意义重大，对于提升电力供应充裕度也有非常重大的作用。

而对于业内广泛关注的储能纳入输配电价方面，征求意见稿中提出“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，对于将能够延缓电网投资的储能进入输配电价留下了一定空间。

文章来源：《电力系统自动化》 网址: http://www.dlxtzdhzz.cn/zonghexinwen/2021/0428/906.html