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核心提示：目前，儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。
如何更好推動儲能規模化、產業化、市場化發展——訪電力規劃設計總院常務副院長胡明
儲能作為構建新型電力系統的重要支撐，對改善新能源電源的系統友好性，破解電力生產和消費同時完成的傳統模式，改善負荷需求特性，推動新能源大規模高質量發展起著關鍵的作用。推動儲能更好實現規模化、產業化、市場化發展，離不開價格機制和商業模式的進一步完善。近日，本報記者就相關問題采訪了電力規劃設計總院常務副院長胡明。
問：目前儲能主要包括哪幾類技術手段？它們的發展情況如何？
答：目前，儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。其中，抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優的儲能技術，適合規模化開發建設。截至2022年底，我國抽水蓄能電站裝機規模約4579萬千瓦，根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右。
新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的各類儲能技術，包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同技術路線。新型儲能受站址資源約束較小、布局靈活、建設周期較短，可實現與電力系統源、網、荷各要素緊密結合，有利于平衡新能源電源電力與電量關系，提高系統友好性、增強電網彈性、改善負荷柔性，與抽水蓄能在源側、網側、荷側形成不同的功能互補，共同為新型電力系統建設提供支撐。截至2021年底，全國新型儲能裝機超過400萬千瓦，預計2025年將達到3000萬千瓦以上。
問：目前抽水蓄能的商業模式和價格形成機制如何？
答：抽水蓄能已形成清晰的商業模式。
國家發展改革委于2021年印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，在堅持兩部制電價機制的基礎上，進一步完善了抽水蓄能價格疏導機制。
容量電價按電站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能對系統的容量支撐價值，提供了穩定的收益預期，目前已明確納入省級電網的輸配電價回收，按經營期內資本金內部收益率6.5%進行核價。
電量電價按抽發電量核算變動收入，由過去的政府核定模式，轉變為以競爭性方式形成，在電力現貨市場運行的地區，按當地現貨市場價格及規則結算；在其他地區，上網電價按燃煤發電基準價執行，抽水電價按其75%執行，并鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購抽水電量，進一步體現其調峰價值。
隨著配套政策及價格機制不斷完善，各方對于抽水蓄能的投建積極性顯著提高，未來抽水蓄能電站將進入加速發展期。
問：請介紹一下新型儲能在不同應用場景下的商業模式和價格政策，目前面臨哪些難點？
答：目前，國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發揮的作用不盡相同，商業模式也有較大差別。
新能源電站配置儲能是當前新型儲能增量的主體，各地對于新建新能源電站配置儲能的比例和時長要求不同，一般在10%至25%、1至4個小時。通過配置儲能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場等獲取收益，但多數情況下，新型儲能成本主要納入新能源電站發電收入分攤。除配建儲能外，新能源電站可向獨立儲能電站租賃或購買儲能容量，如山東、青海等地正在推進的共享儲能模式。容量租賃費用是共享儲能電站的主要收入，此外，在部分地區其可參與電力現貨市場和輔助服務市場獲取收益。
除共享儲能以外的電網側獨立儲能，在當前的電力市場體系下，僅通過參與電力現貨、輔助服務市場難以滿足投資收益，限制了其大規模發展。國家發展改革委、國家能源局的多項文件提出，要研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，為電網側儲能電價機制指明了方向。
用戶側儲能主要利用峰谷價差套利。2021年國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，各地陸續明確尖峰電價機制，進一步拉大峰谷電價差，增大用戶側儲能收益空間。
總體看，鑒于新型儲能的應用場景廣泛、技術發展程度不一、成本相對較高，參照抽水蓄能形成統一價格機制的難度很大。同時，我國電力市場建設處于起步階段，各地結合自身特點在新型儲能參與市場機制設計上開展了有益嘗試，但現有市場和價格機制難以全面反映新型儲能的多重價值，可持續的商業模式仍需進一步探索。
問：未來，應通過哪些舉措進一步完善儲能的商業模式和價格機制？
答：下一步，推動儲能商業模式和價格機制進一步完善，還需多方面形成合力。
一是“分類施策”完善新型儲能成本疏導機制，開展政策試點示范。對“新能源+儲能”項目在并網、消納、考核等方面給予支持，提高新能源企業建設儲能的積極性。加快開展獨立儲能電站容量電價和電網替代性儲能納入輸配電價的相關機制研究，在有條件地區開展先行先試。
二是持續推進電力市場體系建設，推動儲能獲取多重收益。加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，完善充分反映儲能多重價值的市場機制，真正實現按效果付費。
三是強化新型儲能技術創新和產業鏈建設，加快推動成本下降。加強以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的儲能技術創新體系建設，著力推動新型儲能技術多元創新、加速技術更新迭代，不斷完善材料、部件、集成等上下游產業鏈，促進新型儲能成本下降。
四是推動新型儲能商業模式創新，促進源荷高效互動。加強新型儲能與“云大物移智鏈”等信息技術結合，推動儲能要素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網等新興市場主體，充分挖掘新型儲能價值潛力。
五是研究儲能支撐多領域減碳作用，探索參與碳交易。充分發揮儲能在新能源乃至能源、交通、建筑等領域支撐減碳的價值，研究儲能參與碳交易的方式，爭取各領域減碳政策紅利。（記者 丁怡婷）
儲能作為構建新型電力系統的重要支撐，對改善新能源電源的系統友好性，破解電力生產和消費同時完成的傳統模式，改善負荷需求特性，推動新能源大規模高質量發展起著關鍵的作用。推動儲能更好實現規模化、產業化、市場化發展，離不開價格機制和商業模式的進一步完善。近日，本報記者就相關問題采訪了電力規劃設計總院常務副院長胡明。
問：目前儲能主要包括哪幾類技術手段？它們的發展情況如何？
答：目前，儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。其中，抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優的儲能技術，適合規模化開發建設。截至2022年底，我國抽水蓄能電站裝機規模約4579萬千瓦，根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右。
新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的各類儲能技術，包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同技術路線。新型儲能受站址資源約束較小、布局靈活、建設周期較短，可實現與電力系統源、網、荷各要素緊密結合，有利于平衡新能源電源電力與電量關系，提高系統友好性、增強電網彈性、改善負荷柔性，與抽水蓄能在源側、網側、荷側形成不同的功能互補，共同為新型電力系統建設提供支撐。截至2021年底，全國新型儲能裝機超過400萬千瓦，預計2025年將達到3000萬千瓦以上。
問：目前抽水蓄能的商業模式和價格形成機制如何？
答：抽水蓄能已形成清晰的商業模式。
國家發展改革委于2021年印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，在堅持兩部制電價機制的基礎上，進一步完善了抽水蓄能價格疏導機制。
容量電價按電站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能對系統的容量支撐價值，提供了穩定的收益預期，目前已明確納入省級電網的輸配電價回收，按經營期內資本金內部收益率6.5%進行核價。
電量電價按抽發電量核算變動收入，由過去的政府核定模式，轉變為以競爭性方式形成，在電力現貨市場運行的地區，按當地現貨市場價格及規則結算；在其他地區，上網電價按燃煤發電基準價執行，抽水電價按其75%執行，并鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購抽水電量，進一步體現其調峰價值。
隨著配套政策及價格機制不斷完善，各方對于抽水蓄能的投建積極性顯著提高，未來抽水蓄能電站將進入加速發展期。
問：請介紹一下新型儲能在不同應用場景下的商業模式和價格政策，目前面臨哪些難點？
答：目前，國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發揮的作用不盡相同，商業模式也有較大差別。
新能源電站配置儲能是當前新型儲能增量的主體，各地對于新建新能源電站配置儲能的比例和時長要求不同，一般在10%至25%、1至4個小時。通過配置儲能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場等獲取收益，但多數情況下，新型儲能成本主要納入新能源電站發電收入分攤。除配建儲能外，新能源電站可向獨立儲能電站租賃或購買儲能容量，如山東、青海等地正在推進的共享儲能模式。容量租賃費用是共享儲能電站的主要收入，此外，在部分地區其可參與電力現貨市場和輔助服務市場獲取收益。
除共享儲能以外的電網側獨立儲能，在當前的電力市場體系下，僅通過參與電力現貨、輔助服務市場難以滿足投資收益，限制了其大規模發展。國家發展改革委、國家能源局的多項文件提出，要研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，為電網側儲能電價機制指明了方向。
用戶側儲能主要利用峰谷價差套利。2021年國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，各地陸續明確尖峰電價機制，進一步拉大峰谷電價差，增大用戶側儲能收益空間。
總體看，鑒于新型儲能的應用場景廣泛、技術發展程度不一、成本相對較高，參照抽水蓄能形成統一價格機制的難度很大。同時，我國電力市場建設處于起步階段，各地結合自身特點在新型儲能參與市場機制設計上開展了有益嘗試，但現有市場和價格機制難以全面反映新型儲能的多重價值，可持續的商業模式仍需進一步探索。
問：未來，應通過哪些舉措進一步完善儲能的商業模式和價格機制？
答：下一步，推動儲能商業模式和價格機制進一步完善，還需多方面形成合力。
一是“分類施策”完善新型儲能成本疏導機制，開展政策試點示范。對“新能源+儲能”項目在并網、消納、考核等方面給予支持，提高新能源企業建設儲能的積極性。加快開展獨立儲能電站容量電價和電網替代性儲能納入輸配電價的相關機制研究，在有條件地區開展先行先試。
二是持續推進電力市場體系建設，推動儲能獲取多重收益。加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，完善充分反映儲能多重價值的市場機制，真正實現按效果付費。
三是強化新型儲能技術創新和產業鏈建設，加快推動成本下降。加強以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的儲能技術創新體系建設，著力推動新型儲能技術多元創新、加速技術更新迭代，不斷完善材料、部件、集成等上下游產業鏈，促進新型儲能成本下降。
四是推動新型儲能商業模式創新，促進源荷高效互動。加強新型儲能與“云大物移智鏈”等信息技術結合，推動儲能要素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網等新興市場主體，充分挖掘新型儲能價值潛力。
五是研究儲能支撐多領域減碳作用，探索參與碳交易。充分發揮儲能在新能源乃至能源、交通、建筑等領域支撐減碳的價值，研究儲能參與碳交易的方式，爭取各領域減碳政策紅利。（記者 丁怡婷）
