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“雙碳”目標下，加快構建新型電力系統(tǒng)是必然趨勢，也是一項長期的任務。新時代以來，我國把促進新能源和清潔能源發(fā)展放在更加突出的位置，2023年3月，我國非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過50%，儲能作為構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對改善新能源電源的系統(tǒng)友好性、改善負荷需求特性、推動新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展起著關鍵作用。根據(jù)2023年3月國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的《2022年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》1（以下簡稱“中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)”）報告，2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17（相當于平均每天運行4.15h、年平均運行1516h）、平均利用系數(shù)為0.09（相當于平均每天利用2.27h、年平均利用829h），電化學儲能電站發(fā)展呈現(xiàn)出蓄勢待發(fā)的態(tài)勢。受政策以及市場化機制的影響，截至2022年年底，我國電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能累計投運總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，不同應用場景的電化學儲能發(fā)展差異較大，本文將主要針對電網(wǎng)側儲能發(fā)展情況展開詳細分析。

電網(wǎng)側儲能通常是指服務電力系統(tǒng)運行，以協(xié)助電力調(diào)度機構向電網(wǎng)提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。常見的電網(wǎng)側儲能應用場景包括獨立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應急電源等）等。中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，截至2022年年底，電網(wǎng)側儲能電站在建55座、裝機4.08GW/7.52GWh，累計投運78座、裝機2.44GW/5.43GWh，累計投運總能量同比增長165.87%。其中獨立儲能累計投運總能量，在電網(wǎng)側儲能電站累計投運總能量中占比近90%，電網(wǎng)側儲能應用主要場景對比詳見表1。

表1電網(wǎng)側儲能應用主要場景對比






一、獨立儲能

（一）獨立儲能規(guī)模

截至2022年年底，獨立儲能電站在建48座、裝機3.82GW/7.19GWh，累計投運64座、裝機2.1GW/4.86GWh，累計投運總能量同比增長159.13%。受各地區(qū)政策影響，目前獨立儲能電站主要分布在山東、湖南、寧夏、青海、河北，累計總能量占獨立儲能總能量的74.29%，獨立儲能裝機區(qū)域分布呈現(xiàn)出明顯不平衡。2022年，獨立儲能電站平均運行系數(shù)20.13（相當于平均每天運行3.03h、年平均運行1106h）、平均利用系數(shù)30.07（相當于平均每天利用1.61h、年平均利用586h），運行情況接近電化學儲能電站平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

（二）獨立儲能發(fā)展相關政策

整體來看，近年來全國已有約30個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布了獨立儲能相關的支持政策，主要聚焦投資建設（發(fā)展規(guī)劃、投資補貼等）以及電站發(fā)展運營（提供電力輔助服務、共享租賃、現(xiàn)貨交易等）等方面，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布的獨立儲能相關政策及裝機量情況詳見表2。

表2獨立儲能政策及裝機情況




已發(fā)布的相關政策可以歸納為以下幾個方面：

一是鼓勵獨立儲能發(fā)展建設。2022年6月，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，指出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。目前，全國共有20個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）出臺了支持獨立儲能發(fā)展的相關政策，包括山東、河南在內(nèi)的部分地區(qū)通過規(guī)劃建設獨立儲能示范項目、鼓勵配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能等政策支持獨立儲能發(fā)展。

二是鼓勵共享儲能的發(fā)展。將儲能容量進行共享租賃是獨立儲能的一種盈利模式，當前山東、河南、貴州、寧夏、廣西、新疆等多地在其發(fā)布的政策中鼓勵共享儲能的發(fā)展，提出將新能源企業(yè)租賃的儲能容量視為配建容量，容量租賃指導價格約為每年160~300元/kW。廣西在《加快推動廣西新型儲能示范項目建設的若干措施（試行）》中明確，已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網(wǎng)新能源項目，可暫不參與調(diào)峰輔助服務費用分攤。

三是鼓勵獨立儲能參與電力現(xiàn)貨交易。山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個省份明確了獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則細則。山東是我國第一個支持獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的省份，2022年9月山東印發(fā)《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》的通知指出，示范項目作為獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場，進入市場前，充電電量電價暫按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格標準執(zhí)行，進入市場后，充電時為市場用戶，從電力現(xiàn)貨市場中直接購電，放電時為發(fā)電企業(yè)，其相應充電電量不承擔輸配電價與政府性基金與附加。

四是鼓勵獨立儲能參與電力輔助服務市場。2018年起，我國已有20個省份明確了儲能可以參與電力輔助服務的規(guī)則。根據(jù)電力輔助服務規(guī)則，包括獨立儲能在內(nèi)的儲能系統(tǒng)可以參與的交易品種主要包括調(diào)峰和調(diào)頻。同時，規(guī)則對參與輔助服務的儲能系統(tǒng)的容量進行了一定限制，一般為不低于5~10MW。

五是給予獨立儲能補貼支持。目前，已有江蘇、浙江、山西、河南、廣東等10余個地區(qū)出臺了補貼支持政策，補貼方式包括放電補貼、容量補貼、投資補貼等。重慶對獨立儲能的補貼力度較大，重慶兩江新區(qū)發(fā)布的《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》提出：對新引進的重點新型儲能產(chǎn)業(yè)項目，自約定開工之日起兩年內(nèi)固定資產(chǎn)投資2000萬元（含）以上的，經(jīng)認定，按照該項目實際固定資產(chǎn)投資的15%給予支持。對單個項目的支持額度最高不超過3000萬元。

（三）獨立儲能重點省份分析――以山東為例

結合上述政策的發(fā)布及獨立儲能的建設規(guī)模看，山東的獨立儲能發(fā)展走在全國前列，這與山東積極引導獨立儲能電站建設、助力獨立儲能經(jīng)濟性提升有關。山東作為能源消耗大省，由于地勢和自然資源稟賦的原因，山東的水電裝機規(guī)模較小，但風電和光伏的裝機規(guī)模在逐年增大，這也使得電網(wǎng)在面對由于新能源電力的大規(guī)模接入而帶來的對靈活調(diào)度資源需求升高的問題時，抽水蓄能無法有效發(fā)揮作用。因此，山東十分重視電化學儲能發(fā)展。

從2020年開始，山東就在全國較早地推行新能源配儲，并開始構建以峰谷分時電價為主的儲能市場，但存在著經(jīng)濟性不高，用戶配儲積極性差等問題，為了進一步加強市場化引導，提高儲能發(fā)展的內(nèi)在動力，山東開始推動獨立儲能的發(fā)展。作為國內(nèi)首個獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場的省份，山東在支持獨立儲能發(fā)展方面的力度較大，發(fā)布了較多鼓勵政策，并進一步明確了獨立儲能的盈利模式，這也是山東獨立儲能得以發(fā)展的基礎。

整體來看，山東對獨立儲能發(fā)展的支持力度較大，明確了新型儲能示范項目可以作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，并鼓勵符合要求的新能源配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能5。在經(jīng)濟性方面，山東規(guī)定了中長期市場儲能的盈利模式6，并通過政策引導形成了獨立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務、峰谷價差套利、容量補償?shù)榷鄠€收益模式7。

二、替代型儲能

（一）替代型儲能規(guī)模

截至2022年年底，替代型儲能電站在建7座、裝機0.26GW/0.33GWh，累計投運14座、裝機0.33GW/0.58GWh，累計投運總能量同比增長239.64%。2022年，替代型儲能平均運行系數(shù)0.15（相當于平均每天運行3.61h、年平均運行1318.5h）、平均利用系數(shù)0.14（相當于平均每天利用3.37h、年平均利用1232h），運行情況優(yōu)于電化學儲能電站平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

（二）替代型儲能發(fā)展相關政策

近年來，全國已有約20個省（自治區(qū)、直轄市）在相關政策中涉及了鼓勵替代型儲能發(fā)展的相關內(nèi)容，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布的替代型儲能相關政策及裝機量情況詳見表3。

表3各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）替代型儲能政策及裝機情況



整體來看，自2022年6月7日國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》后，已有約20個省（自治區(qū)、直轄市）參照文件精神出臺了對于替代型儲能發(fā)展的支持政策，提出在關鍵節(jié)點、電網(wǎng)末端及偏遠地區(qū)等布局新型儲能，發(fā)揮儲能應急備用技術優(yōu)勢，探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等。

（三）替代型儲能發(fā)展情況分析

我國配電系統(tǒng)覆蓋面廣泛，尤其在偏遠地區(qū)，配電網(wǎng)的負荷密度較低，供電半徑較長，這導致位于配電系統(tǒng)末端的用戶常常遭遇電壓偏低的問題。因此在這些特定的場景下，與新建、擴容電網(wǎng)輸配電設施相比，建設替代型儲能可以更加便捷、經(jīng)濟地延緩或替代電網(wǎng)升級改造，替代性發(fā)揮輸變電設施功能。例如，在西藏、新疆等偏遠地區(qū)的電網(wǎng)末端，由于地理位置偏遠、電力輸送受限等因素，存在供電不足的問題。傳統(tǒng)的電網(wǎng)擴容改造成本較高且時間較長，建設電網(wǎng)替代型儲能，可以替代電網(wǎng)的輸配電設施，經(jīng)濟靈活地增強電網(wǎng)薄弱區(qū)域供電保障能力。

結合上述對于替代型儲能發(fā)展政策的分析，可以看出電網(wǎng)替代型儲能的發(fā)展仍處于前期的探索階段，但隨著儲能技術的逐步成熟，電網(wǎng)替代型儲能需求也逐步顯現(xiàn)。

三、電網(wǎng)側儲能發(fā)展趨勢分析

隨著新型電力系統(tǒng)建設的逐步加快，受極端天氣以及新能源裝機比例逐漸增高的影響，考慮電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的實際需要，電網(wǎng)側儲能由于其電網(wǎng)互動友好性以及相對清晰的商業(yè)模式，在政策和市場中得到了較高的關注，發(fā)展前景較為廣闊。

在獨立儲能方面，該模式由于其較為豐富的盈利模式以及較為良好的經(jīng)濟性，目前已經(jīng)得到了較多地區(qū)的關注。但對于獨立儲能的發(fā)展，其涉及的共享租賃、參與電力現(xiàn)貨市場、提供輔助服務等獲利模式仍存在部分實際問題。一是共享儲能全面落地尚需時間。共享儲能通過模式創(chuàng)新，為儲能降本增收提供了思路，但目前各地項目規(guī)劃較多，實際投運較少，實際租賃情況、輔助服務調(diào)用情況等需要進一步明確保障機制，獲得穩(wěn)定收入存在風險。二是儲能參與電力現(xiàn)貨市場還處于初步探索階段。目前只有山東的12個電站開展了相關實踐，其規(guī)模化發(fā)展還依賴各地市場機制的完善及相關技術的進步。三是輔助服務收益無法達到預期值。目前電力輔助服務費在發(fā)電電源間實行零和博弈，成本難以有效疏導至電力用戶，同時調(diào)峰等輔助服務補償價格普遍不高，獨立儲能收益難以保障。

在電網(wǎng)替代型儲能方面，目前電網(wǎng)替代型儲能的發(fā)展仍處于前期探索階段，目前還存在著包括政策中對電網(wǎng)替代型儲能界定不明、儲能成本納入輸配電成本缺乏核定標準等問題。以上這些因素在一定范圍內(nèi)影響了電網(wǎng)側儲能的實際應用和企業(yè)投資的積極性。

然而，受到新能源的快速發(fā)展、電力系統(tǒng)的靈活性要求以及能源結構的轉(zhuǎn)型等因素的影響，伴隨著儲能技術的不斷進步和市場的成熟，對獨立儲能和電網(wǎng)替代型儲能的應用需求正逐步凸顯，一些實際的問題也正在通過政策等手段逐步解決。未來，考慮到電源負荷及電網(wǎng)情況，電網(wǎng)側適合建設儲能的地址相對有限，獨立儲能和電網(wǎng)替代型儲能在面臨較為廣闊的發(fā)展前景的同時，伴隨著有關政策的落地也將面臨激烈的競爭。

四、相關建議

一是逐步擴大獨立儲能比例。政府及相關部門可參考抽水蓄能統(tǒng)一發(fā)展模式，采用統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一建設、接受電網(wǎng)調(diào)度與自調(diào)度相結合的模式大力發(fā)展獨立儲能。可由地方政府牽頭，區(qū)域內(nèi)各類能源企業(yè)集中建設獨立/共享儲能電站（新能源、電網(wǎng)、用戶均可參與或主導），由電網(wǎng)進行調(diào)用以及結合電力市場情況進行電站自調(diào)度，并由政府向參建單位分配相應的新能源開發(fā)指標，以此實現(xiàn)政府、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)的多方共贏，顯著提升新能源消納空間。

二是因地制宜配置電網(wǎng)替代型儲能規(guī)模。結合當?shù)匦履茉聪{、資源特性、網(wǎng)架結構、負荷特性、電網(wǎng)安全、電源結構等因素，由地方政府和電網(wǎng)公司牽頭，確定電網(wǎng)替代型儲能的配置需求，科學確定配置的合理比例，有序引導建設節(jié)奏。同時，對于電網(wǎng)替代型儲能，建議在電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃中予以明確。

三是構建電網(wǎng)側長效成本疏導及市場機制。建立保障獨立儲能、替代型儲能盈利的長效機制，完善電能量市場機制，明確獨立儲能、替代型儲能參與電力市場交易規(guī)則，加大有償調(diào)峰補償力度，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。研究建立儲能成本以電力輔助服務費、輸配電價等形式向電力用戶疏導的機制，規(guī)劃出臺容量電價機制。健全尖峰電價機制，適度拉大峰谷電價差，通過價格信號激勵市場主體自發(fā)配置儲能資源。

原標題：電網(wǎng)側儲能發(fā)展路線漸明