如何更好敦促储能局限化、财富化、市场化成长

　　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，融易新媒体，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。