新型电力系统下储能政策及商业模式分析_李建林.pdf
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1、新型电力系统下储能政策及商业模式分析李建林1,梁策1,张则栋1,梁忠豪1,杨夯2(1.北京未来电化学储能系统集成技术创新中心,北方工业大学,北京100144;2.国网山东省电力公司经济技术研究院,济南250021)摘要:中国能源结构的变革促成了电力系统的转变,储能加入新型电力系统,有助于维持系统的安全、稳定。因此,多能互补和“源网荷储一体化”是新型电力系统的发展趋势。文章首先从“十四五”期间国家及地方出台的储能产业相关政策出发,着重梳理了新能源配储、电价机制完善以及电力市场改革三方面的政策,研究在政策指导下,储能将自身功能效益与经济效益变现的方法。其次,将储能应用场景与储能现有技术类型相结合,
2、明确不同类型的储能技术在不同应用场景中的价值定位。最后,基于当前采用“自投资+自运营”储能商业模式时投资方难以找准收益点的现象,对该商业模式进行分析,为后期储能产业的大规模商业化提供参考价值。关键词:新型电力系统;储能政策;应用场景;商业模式Analysis of Energy Storage Policies and Business Models in New Power SystemLI Jianlin1,LIANG Ce1,ZHANG Zedong1,LIANG Zhonghao1,YANG Hang2(1.Beijing Future Technology Innovation Ce
3、ntre for Electrochemical Energy Storage System Integration,North China University ofTechnology,Beijing 100144,China;2.Economic&Technology Research Institute of State Grid Shandong ElectricPower Company,Jinan 250021,China)Abstract:The change of China s energy structure has contributed to the transfor
4、mation of new power system.The addition of energy storage to the new power system helps to maintain the security and stability of the system.Therefore,multienergy complementation and“integration of sourcenetworkloadstorage”are the development trends of newpower system.Starting from the policies of e
5、nergy storage industry issued by the state and local governments duringthe“14th FiveYear Plan”period,this paper combes the policies of new energy equipped with energy storage,the improvements of the power mechanism and power market reform and studies the methods of realizing the functional andeconom
6、ic benefits of energy storage under the guidance of the policies.Secondly,the application scenarios of energystorage are combined with the existing types of energy storage technologies,clarifying the value proposition of different types of energy storage technologies in different application scenari
7、os.Finally,based on the current phenomenonthat it is difficult to find the right point of return when adopting the“selfinvestment+selfoperation”business modelfor energy storage sites,the business model is analyzed to provide reference value for the largescale commercialization of the energy storage
8、industry in the future.Key words:new power system;energy storage policy;application scenarios;business model0引言高比例新能源渗透率下,多能互补和“源网荷储一体化”1-2是解决新型电力系统“双高”、“双随机”问题的关键3。因此,储能是构建新型电力系统的重要支撑。“十四五”期间,国家及地方针对储能第59卷第7期:010401162023年 7月16日High Voltage ApparatusVol.59,No.7:01040116Jul.16,2023DOI:10.13296/j.100
9、11609.hva.2023.07.012_收稿日期:20221129;修回日期:20230127基金项目:北方工业大学科研启动基金项目资助(110051360022XN10703);国家自然基金面上项目(52277211)。Project Supported by Research Startup Fund of North China University of Technology(110051360022XN10703),NationalNatural Science Foundation of China(52277211).产业相继出台多项政策,保障储能产业顺利实现由商业化初期向规
10、模化发展的转变。自2017年五部委发布 关于促进储能技术与产业发展的指导意见 以来,国家及地方连续出台多项政策促进储能产业发展。现有储能政策大多体现在产业与技术的指导性意见中,其次停留于推动储能在源、网、荷三方的配建,提升储能装机规模的层面,在储能的市场准入规则、服务补贴政策、电力市场交易机制等商业化推广方面的力度略显不足。储能集充放双向调节功能于一体且具有能量时移特性,能提升新能源消纳水平,实现弃电增发;同时,储能还可有效平抑新能源波动性,维持新型电力系统源荷匹配,保障新型电力系统运行的安全性与稳定性。但储能作为一种新兴产业,初始投资成本高,尚未实现平价化推广,其本身的容量扩充效益4、能源节
11、约效益、绿电环保效益等难以迅速实现价值变现。经济效益的不足掣肘了储能在新型电力系统中的大规模商业化推广。文中盘点了储能产业在参与新型电力系统构建的过程中,能体现其自身功能效益与经济效益的政策;并从源、网、荷三方入手,分析与之相匹配的储能技术类别及应用场景,探索适应储能大规模发展的商业模式。1国家政策中国储能产业正处于从商业化初期向规模化过渡的关键阶段,连续性的国家指导政策有助于储能产业可持续发展5-6。“十四五”期间,全国已发布储能政策700余项,涉及产业指导、“源网荷”三侧应用、电力市场、政策补贴等多个领域。“十四五”期间储能部分政策见图1。2021 年7月,国家发改委、能源局联合发布 关于
12、加快推动新型储能发展的指导意见,指出新型储能是未来新型电力系统的重要支撑,与能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力息息相关。储能的商业化水平决定了新型电力系统的建设基础,其根本在于政策环境、电力市场体系及价格机制。国家以政策为引导,着力推动新型储能建设、多种能源协同发展7、电力市场改革,旨在提升电力系统稳定性8,并促进电力行业实现碳达峰、碳中和。图1“十四五”期间储能部分政策Fig.1Part of the energy storage policies during the“14th FiveYear Plan”1.1新能源配储政策中国三北地区及东南沿海地区风电资源丰富,可大力发展陆风
13、及海上风电;西藏、青海、新疆等西部地区光照资源充足,适宜集中式光伏发电,而国构网型储能系统关键技术及工程应用李建林,梁 策,张则栋,等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1052023年7月第59卷第7期内用电区域主要集中于东部及内陆地区9,存在资源的产用分配不协调问题。新能源本身具有间歇性与波动性,不适宜直接并网及长距离输电,迫使绿电就地消纳,新能源发电端自身用电需求不高也进一步导致大量弃电的产生。储能参与新能源发电并网,有助于保持全国范围内的电力发用平衡,解决弃风、弃光问题,提升新能源发电实际并网率,维护电力系统的安全、稳定性。为此,国家出台多项政策保障新能源配套储能发展。国家能源局在
14、 关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和20222030年预期目标建议的函 中提到为实现2030年风电、光伏装机总容量达到12亿千瓦以上的目标,国家将对各省级行政区域设置双消纳责任权重,进行双消纳双考核,且两类权重均应逐年提升或至少不降低10。各地根据硬性指标规定的消纳责任权重,结合自身新能源建设情况,设定配储比例及时长。随后,国家发改委、能源局印发 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知,鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设,超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4 h以上,下同)配建调峰能力,按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网
15、。基于储能对于实现“双碳”目标的重要意义,国务院也在后续 2030年前碳达峰行动方案 中提到,将积极发展“新能源+储能”、“源网荷储一体化”和多能互补,支持分布式新能源合理配置储能系统纳入“碳达峰十大行动”。此外,国家能源局负责人在 推动“十四五”可再生能源高质量跃升发展11中表示:要加快实施可再生能源替代行动,优化发展区域布局,将就地消纳与外送消纳相结合,提升可再生能源消纳和存储能力。为了平滑新能源场站出力,提升新能源消纳率,国家以硬性指标规定新能源强配储能为主,配储场站优先并网、优先消纳等优惠条件为辅,通过软硬并施的方式鼓励发电企业自觉参与到新能源消纳、系统调节资源建设中。一方面,利用储能
16、提高了电力系统的灵活性,大幅缓解了弃风弃光现象;另一方面,储能的引入有助于稳定电网,使新能源成为电网友好型优质电源,促进电力系统完成绿色低碳转型。1.2电价机制政策传统的“计划经济”电价形成机制无法实时反应电力供需关系,并且电力产销环节疏导度不高,导致难以调动发电侧发电、用户侧用电的积极性。将电价形成机制由“计划经济”向“市场经济”过渡,进一步提升了市场在资源配置中的主导作用,有助于中国电力产业可持续发展。国家发改委在 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 中指出,完善抽水蓄能产业两部制电价政策,以容量电价明确抽水蓄能调频、系统备用等辅助服务价值,促进产业成本回收;以电量电价体现抽水蓄能调
17、峰服务价值,并通过电量电价引入竞争价格机制,推动抽水蓄能产业参与电力市场改革及电力现货交易的积极性。抽水蓄能价格机制的完善为后期新型储能产业的相关改革做出了示范引导,推动整体储能产业可持续发展。为整体部署“十四五”期间中国价格机制改革工作,国家发改委发布 关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知,明确要深化价格机制改革的总目标,提出应理顺输配电价结构,完善可再生能源价格形成机制并建立新型储能价格机制。对销售电价进行改革,促使经营性电力用户进入电力市场,通过分时电价、阶梯电价、差别电价等电价政策发挥价格对产业的引导作用。针对分时电价,国家发改委发布 关于进一步完善分时电价机制的通知 对峰
18、谷差率进行了明确规定:上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4 1;其他地方原则上不低于3 1。合理拉大峰谷电价价差可充分发挥电价信号作用,引导用户自行削峰填谷,缓解高峰时段电网压力。拉大的峰谷价差、多数量的峰谷时段,提高了储能设备使用效率,为其提供了更广阔的盈利空间。在此基础上,国家发改委价格成本调查中心进一步提出 完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统,并强调应结合各类储能技术应用特点,提出能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制,解决储能投资商回本困难问题,提升社会主动投资意愿。为推动储能参与电力市场,国家发改委、能源局印发 关于进一
19、步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知,提出探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收;独立储能向电网送电,其相应充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。国家从电价组成结构入手(销售电价=上网电价+输配电价+政府性基金),通过增利润、降成本的方式,提升了储能参与电力市场的积极性。价格机制改革对可再生能源及储能产业的资源价值做出认可,并以市场决定竞争性领域的价格,理清其参与市场的环节,多渠道疏导产业成本,扭转储能运 106营盈亏局面。1.3电力市场体系政策新型电力系统中,以风电、光伏为代表的新能源发电比例持续上升,用户侧可调节负荷、储能等新型主体也不断涌入市场。国家陆续出台电力市场相关
20、政策,完善各新型电力市场主体准入机制,丰富电力交易品种,鼓励开展中长期电力交易,保障电力长期供需稳定,充分利用电力市场实现资源优化配置。国家发改委、国家能源局在 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 中强调:到2025年,初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制,全国统一电力市场体系初步建成,到2030年,新能源全面参与市场交易,多元市场主体公平竞争;随后又在 关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 中提到:加强区域电网互联互通,推动跨省跨区电力交易,完善可再生能源电力消纳保障机制,鼓励各地区建设“源网荷储一体化”、多能互补的新型能源系统,支持分布式电源、储能等新型
21、市场主体独立参与电力交易并完善相应电价机制12。在推动储能并网、参与电力辅助服务方面,国家能源局印发“两个细则”(电力并网运行管理规定、电力辅助服务管理办法),提出将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场的新主体,丰富电力辅助服务新品种,健全辅助服务交易价格,完善服务费及服务补偿机制。为进一步促进新型储能参与电力市场,国家发改委、能源局、财政部联合印发“十四五”可再生能源发展规划,明确新型储能的独立市场主体地位,完善其参与电力市场的各项交易机制和技术标准,发挥储能的多元功能,促进储能源、网、荷的多场景应用;在后续 关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知 中,再次提出满足相应条件的新型
22、储能可以独立身份或联合所属电源参与电力市场,充分发挥了新型储能在电力辅助服务中的技术优势。综上,国家正在加快推动适应新能源结构转型的电力市场机制建设,破除省(区/市)间电力市场壁垒,实现电力资源共享互济。建立开放、友好的电力市场,推动新型储能参与电网辅助服务,有利于形成多元竞争的电力市场格局,赋予电力系统更多灵活调节资源,增强综合调节能力,提升电力系统的运行效率13。2地方政策2022年上半年中全国各省份地区共发布储能相关政策400余项,涉及产业发展、产业应用、市场机制、价格补贴四大方向(详见图2)。其中,产业发展包括产业规划和技术指导;产业应用涵盖源网荷三侧应用;市场机制包含市场规则、价格机
23、制、辅助服务和现货交易。可以看出储能产业上中下游均有政策引导,产业发展全面。图22022年上半年地方性政策统计Fig.2Statistics of local policies in the first half of 20222.1新能源配储政策在“双碳”目标和新型电力系统建设等国家能源战略指引下,中国各地区,尤其是风、光等可再生资源丰富的省市积极出台鼓励新能源配储的相关政策,推动电力市场改革与建设,引导新型储能参与电网辅助服务系统。同时,东部省份产业聚集区域陆续出台储能参与当地电力系统的指导规范,并鼓励公共区域、产业园区等配套建设储能设施14。截止2022年6月底,中国部分资源丰富地区风电
24、、光伏发电装机容量见图 3,内蒙古地区风电装机高达4 157万千瓦,储能规模容量较小,仅为460万千瓦/1 440万千瓦时,据全国新能源消纳监测预警中心数据显示,2022年1-6月蒙东地风电利用率仅为88.7%,远低于其他地区及平均水平95.8%;青海光伏装机1 691万千瓦,并网电化学储能电站容量为36万千瓦/49.8万千瓦时,富集的风、光资源导致新型储能配比远低于10%,因此1-6月光伏利用率为89.1%,远低于其他地区及平均值97.7%。因此,各省市在电源侧和电网侧积极推进“新能源+储能”项目模式,不仅有利于提升资源消纳,促进能源应用,并且能够有效平抑新能源独立并网所引起的波动性等问题。
25、各地陆续发布新能源配储项目应用技术规范及储能容量等技术要求,例如,浙江省发改委出台 关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知 规定储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%,交流侧效率不应低于85%,放电深度不应低于90%,电站可用率不应低于 90%。目前,多数地区采取配储比例不低于10%,储能时长不低于2 h鼓励政策,如浙江、宁夏、湖北部分地区;也有部分地区,如海南、山东、内蒙古等,对自身新能源消比例纳提出更高要求,配储构网型储能系统关键技术及工程应用李建林,梁 策,张则栋,等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1072023年7月第59卷第7期比例在15%30%之间,时长设
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