新型储能政策分析与建议.pdf

第 12 卷 第 6 期2023 年 6 月Vol.12 No.6Jun.2023储能科学与技术Energy Storage Science and Technology新型储能政策分析与建议李明，郑云平，亚夏尔吐尔洪，甫日甫才仁（国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆 乌鲁木齐 830092）摘要：在提出“双碳”目标后，国家针对能源发展和转型进行了规划布局。规划指出新型电力系统是我国实现双碳目标的必然选择，随着大量可再生能源并网、大量电力电子器件接入，给电网稳定性和电能质量带来巨大挑战，而新型储能是战胜这一挑战的关键技术，国家和政府不断出台相关政策，激励新型储能技术创新，推动新型储能行业的发展。在国家和各省市的各类政策引导下，目前新型储能行业已经由探索发展阶段进入到商业化的快速发展时期，需要更多相关政策和补偿机制的支撑，因此对当前国内政策进行研究和分析，进而针对其不平衡、不合理之处进行有效整改具有重要意义。本文首先从新型储能的发展现状入手，介绍了当前国内新型储能的具体规模以及未来的规划布局；其次梳理了国家的相关政策以及各个省市的补偿手段，指出了部分省份补偿机制的合理性和可借鉴性；然后针对不同的应用场景，具体分析了新型储能的商业模式，同时引用实际工程对新型储能的商业模式进一步阐述；最后结合实际政策和具体应用找出政策制定中存在的不足之处，对当前的新型储能商业化进程提出建议，对于完善新型储能的政策体系具有一定参考价值。关键词：新型储能；储能政策；商业模式；电力辅助服务；独立储能doi：10.19799/ki.2095-4239.2023.0140 中图分类号：TM 912 文献标志码：A 文章编号：2095-4239（2023）06-2022-10Analysis and suggestions on new energy storage policyLI Ming,ZHENG Yunping,ARTHUR Turhoun,Furifucairen(Electric Power Research Institute of State Grid Xinjiang Electric Power Co.,Ltd,Urumqi 830092,Xinjiang,China)Abstract:After putting forward the two-carbon goal,the country has conducted planning and layout for energy development and transformation.The plan points out that the new power system is an inevitable choice for our country to achieve its double carbon goal.With a large amount of renewable energy connected to the grid and several electronic power devices connected,it will significantly challenge grid stability and power quality.In such a context,new energy storage is a key technology to overcome this challenge.Under the guidance of various policies of the state,provinces,and cities,the new energy storage industry has entered the rapid commercialization phase from the exploration and development stages.It needs more support from relevant policies and compensation mechanisms.Therefore,it is considerable to study and analyze the current domestic policies and effectively rectify their imbalance and irrationality.This study introduces a specific scale of the current domestic new energy storage and the future planning layout,starting with the development status of new energy storage.Second,it combs through the relevant national policies and the compensation means of each 储能技术经济性分析收稿日期：2023-03-15；修改稿日期：2023-03-29。基金项目：国网新疆电科院科技类项目（2022年构网型储能对电网安全稳定支撑技术服务项目）。第一作者及通讯联系人：李明（1990），男，硕士，工程师，主要研究方向为新能源及储能并网运行与检测技术研究，E-mail：。引用本文：李明,郑云平,亚夏尔吐尔洪,等.新型储能政策分析与建议J.储能科学与技术,2023,12(6):2022-2031.Citation：LI Ming,ZHENG Yunping,ARTHUR Turhoun,et al.Analysis and suggestions on new energy storage policyJ.Energy Storage Science and Technology,2023,12(6):2022-2031.第 6 期李 明等：新型储能政策分析与建议province and points out the rationality and reference of some provinces compensation mechanisms.Furthermore,according to different application scenarios,the new energy storage business model is analyzed in detail and further elaborated by referring to the actual project.Finally,combining the actual policies and specific applications,the shortcomings of policy formulation are found,and suggestions are put forward for the current commercialization process of new energy storage,which has specific reference values for improving the policy system.Keywords:new energy storage;energy storage policy;business model;power auxiliary services;independent energy storage新型电力系统的两大特征为可再生能源的占比不断增大和新型储能的参与不断深入1，新型储能是指除抽水蓄能以外以发出电量为主要功能的技术手段2，它能有效平抑新能源并网带来的波动，保证系统电能质量，平衡系统功率不平衡，是新型电力系统的重要组成部分，是按时实现双碳目标的基础保障，也是推进“十四五”可再生能源规划顺利实施的有力手段。2021年由国家发展改革委和国家能源局联合印发的加快推动新型储能发展的指导意见中，首次明确了新型储能的发展方向，同时要求各部门合理规划，加快构建完整的政策体系，加强政策的引领作用3。自此，国家在新型储能方面的政策频出，2022年印发的“十四五”新型储能发展实施方案指出了“十四五”期间新型储能的发展目标，提出大力推进新型储能由目前的商业化初步明朗阶段逐渐步入大规模应用阶段，同时提升新型储能核心技术的创新，逐步降低系统成本，从而促进国内新型储能市场环境和商业模式的成熟。在备受关注的储能行业发展方面，各类政策和补偿不断实施，仅2023年1月份，全国共发布13项储能产业相关政策，其中，国家政策4项，地方政策9项。在这些政策的大力扶持下，储能产业链结构逐渐清晰，形成了上游原材料、中游是核心设备和下游储能运维的完备产业链。可以看出，新型储能的发展前景广阔，且当前仍处于快速发展的时期，而政策对于新型储能的发展起到指明方向的作用，因此对新型储能的政策进行研究具有重要意义。本文梳理了国内新型储能的发展现状，包括现有规模以及规划容量，整理已经实施的政策文件，同时结合典型工程，从不同应用场景分析新型储能的商业模式，最后总结出当前存在的问题，并针对问题提出相关建议。1 新型储能现状和政策梳理1.1新型储能现状2022年6月1日，国家能源局等九部门联合印发“十四五”可再生能源发展规划，其中提到“十四五”期间可再生能源发电占比超过50%，同时到2025年可再生能源消纳责任权重达到33%。同时还提到，可再生能源的消纳主要有三种方式：一是提升可再生能源的存储能力，主要针对抽水蓄能和储热；二是促进可再生能源就地消纳；三是推动可再生能源外送消纳4。可以看出，储能是提升新能源消纳率最快捷、最有效的方式，因此亟须规划配置更大容量的储能。据统计，截至2021年底，全国的储能装机规模达到4000万千瓦以上，其中新型储能装机规模为600多万千瓦，截至2022年底，全国已投运新型储能装机规模接近900万千瓦，增长速度越来越快。2022 年我国共计 20 个省市和自治区发布了“十四五”期间的储能发展目标，到2025年，这些地区将累计实现储能装机规模近54 GW，已经远超国家能源局发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见文件中提出2025年达到3000万千瓦的目标5。表1为20个省市关于新型储能规划的具体内容。从表1中可以看出：从储能应用场景来看，北方省份以新能源配储能为主，华东地区的省份还包含用户侧储能应用，而南方省份多以火电厂配储能为主；目前储能配置在电源侧是主要应用场景，因此需要政策引导新型储能应用场景的多元化发展；多数地区鼓励配置储能就地消纳新能源，不断推进源网荷储一体化进程；多数省份均鼓励储能多元化，以适应不同应用场景的需求，而且鼓励新型储能技术创新，以提高储能电站的普适性。20232023 年第 12 卷储能科学与技术1.2新型储能政策梳理通过对储能现状的梳理可以看出，我国新型储能规划的装机容量很大，新型储能产业处于迈入规模化发展的关键阶段，面对如此规模的新增储能容量，国家的重心逐渐转移到推动新型储能技术性和创新性发展上来。2022年2月，新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则(征求意见稿)发布，这是我国实施的标准中首次明确储能配比的部分重要原则，提出评价中需考虑的关键参数，也是国家层面出台的首份指导新能源装配规模的技术准则。国家能源局还表示会加快推进新型储能标准体系建设，推动储能领域涉安全强制性标准研制，这表明我国新型储能的技术标准体系已形成轮廓。全国各地的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，但新型储能的收益来源模糊，一直是制约其进一步发展的瓶颈。因此，除了储能技术性、创新性以外，其商业化进程也是政府的关注点。2022年2月13日，国家能源局发布对十三届全国人大代表第BH0108号建议的答复，答复中提到，国家高度重视并推进健全新型储能价格和市场机制，将会安排中央预算内投资支持储能技术产教融合创新平台的建设。在以往的政策中，也能体现出国家对于电价和辅助服务市场的重视程度。首先是电价政策方面：2021年印发的关于进一步完善分时电价机制的通知提到各个地区应按照当地实际情况，合理划分电价的峰谷时段，除此之外还建立尖峰电价，有效扩大峰谷价差，为用户侧储能优化了商业环境；2022年印发的“十四五”新型储能发展实施方案指出对于不同的应用场景，建立不同的价格机制；同年印发的关于进一步推动表120个省市“十四五”储能规划汇总Table 1Summary of energy storage planning of 20 provinces during the 14th Five-Year Plan序号1234567891011121314151617181920省市河北江西辽宁江苏安徽福建河南天津广西湖南北京毕节山西内蒙古吉林宁夏四川青海山东贵州政策文件河北省“十四五”新型储能发展规划江西省碳达峰实施方案辽宁省“十四五”能源发展规划江苏省“十四五”新型储能发展实施方案安徽省新型储能发展规划(20222025年)福建省推进绿色经济发展行动计划(20222025)河南省“十四五”新型储能实施方案天津市碳达峰实施方案广西能源发展“十四五”规划湖南省电力支撑能力提升行动方案(20222025年)北京市碳达峰实施方案“十四五”新能源发展规划“十四五”新型储能发展实施方案内蒙古自治区碳达峰实施方案吉林省新能源产业高质量发展战略规划(20222030年)宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划四川省电源电网发展规划(20222025年)关于印发青海省碳达峰实施方案的通知山东省新型储能工程发展行动方案贵州省能源领域碳达峰实施方案规模/万千瓦4001001002603006022050020020070166600500225500200600500100特点源网荷多元化推进，电网侧独立储能电站建设规模5万30万千瓦，放电时长不低于2 h要求省级电网削峰能力达到尖峰负荷的5%左右要求省级电网削峰能力达到尖峰负荷的5%左右重点发展电源侧新型储能主要的应用形式为集中式储能电站完善动力电池和储能产业基地布局共享储能电站原则上不低于10万千瓦时，容量租赁200元/(kWh年)积极发展“可再生能源储能”、源网荷储一体化和多能互补积极发展电源侧新型储能，优化布局电网侧储能优先在新能源消纳困难地区建设集中式共享储能项目侧重技术创新以及产业链发展储能时长2 h，总投资约56.4亿元重点打造钠离子电池产业体系新能源装机在2025年将超过火电新建新能源电站配建储能规模不低于发电装机容量的15%充分发挥调峰、调频和备用等多类效益，培育风光氢储能一体化应用模式在电网末端及偏远地区建设电网侧储能电站提升多能互补储能调峰能力以“储能海上光伏”、海岛源网荷储清洁供电等为重点保障新能源消纳和电力安全稳定运行发布时间2022-4-102022-7-82022-7-142022-8-12022-8-172022-8-182022-8-212022-8-252022-9-12022-10-142022-10-142022-10-272022-11-82022-11-192022-12-12022-12-52022-12-62022-12-182022-12-292023-1-32024第 6 期李 明等：新型储能政策分析与建议新型储能参与电力市场和调度运用的通知中规定，独立储能给电网供电不承担输配电价，该政策降低了独立储能电站的运维成本。然后是储能参与辅助服务的政策：2021年印发的电力并网运行管理规定和电力辅助服务管理办法中提到，支持新型储能参与辅助服务；2023 年印发的2023年能源监管工作要点中，要求要完善用户参与辅助服务分担机制，建议所有用户为调频、调峰等辅助服务买单，降低储能项目回本年限；近两年全国多个省份修订了新电力辅助服务管理实施准则，同时拓宽辅助服务渠道，积极探索黑启动、爬坡、转动惯量等服务类型6。为促进储能商业化进程，仅依靠国家层面的鼓励政策是不够的，还需要实质性的补偿机制。因此全国多个省份纷纷出台新型储能补偿政策，表2对典型省份的补偿政策进行汇总分析。由表2可知，从补贴政策发布的区域看，浙江、广东、江苏等东南沿海经济发达地区出台补表2典型省份的补偿政策汇总Table 2Summary of compensation policies of typical provinces江苏常州江苏无锡江苏苏州重庆两江新区重庆铜梁广东深圳广东深圳广东肇庆广东佛山浙江舟山浙江嘉善浙江温州浙江金华浙江诸暨2023-1-282022-8-102022-8-12023-1-162022-12-292023-1-192022-10-282022-12-102022-2-112022-12-212022-10-142022-10-142022-6-272022-6-10推进新能源之都建设政策措施关于无锡高新区(新吴区)关于节能降碳绿色发展的政策意见关于征集2022年苏州工业园区光伏和储能项目(第一批)的通知重庆两江新区支持新型储能发展专项政策铜梁区支持新型储能发展八条措施(试行)深圳市支持电化学储能产业加快发展的若干措施(征求意见稿)深圳市关于促进绿色低碳产业高质量发展的若干措施(征求意见稿)关于进一步明确申报光伏发电、储能和冰蓄冷项目补贴有关事项的通知容桂街道鼓励企业有序用电十项措施舟山市普陀区清洁能源产业发展专项资金实施管理办法关于推进分布式光伏发展的若干意见关于进一步推进制造业高质量发展的若干政策关于加快推动婺城区新型储能发展的实施诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案对装机容量1 MW及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh奖励，连续奖励不超过2年对实际投运的新建储能项目，按照项目装机容量给予使用单位一次性补贴0.1元/W；对以合同能源管理模式投资区外的新建储能项目投资方按照项目装机容量给予一次性补贴，补贴标准为0.05元/W光伏配置储能项目自项目投运后按发电量(放电量)补贴3年，每千瓦时补贴项目投资方0.3元时长不低于2 h的，按照储能设施装机规模给予200元/kWh的补助；用户侧储能项目参与削峰填谷需求响应补贴标准为：尖峰负荷削减量10元/(千瓦次)重庆市全年电力需求侧响应次数每年按新型储能设备投资额的5%给予补贴，连续补贴4年；工商业侧年利用小时数不低于600 h的新型储能项目，按照储能设施每年实际放电量，连续3年给予项目投资方0.5元/kWh的资金补贴关键技术攻关的单个项目予以最高1000万元支持；鼓励企业与高校、科研机构合作开展研发储备前沿储能技术，单个项目支持力度不超过300万元已并网投运且装机规模1 MW以上的电化学储能项目，按照实际放电量给予最高0.2元/kWh的支持，每个项目支持期限3年以建成的储能项目总装机容量为基础，按150元/kW的标准确定项目装机容量补贴金额，发放给制造业企业(场地提供方和项目建设方按73比例分配)鼓励企业“削峰填谷”，利用低谷时段进行生产用电，且每月填谷不低于15万千瓦时的，以上一正常用电日低谷时段用电量为依据按0.1元/kWh进行补助每建成投运1个新型储能项目，补助资金30万元；每新开辟1个氢能应用场景并实际投入运营的企业，补助资金10万元对实施的光伏发电项目配建储能系统并接受电网统筹调度的，实行一次性储能容量补助，2021年、2022年、2023年补助标准分别为200元/(kWa)、180元/(kWa)、170元/(kWa)对于实际投运储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴对于接受统一调度的调峰项目给予容量补偿补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年(按每千瓦每年200元、180元、170元退坡)建设新型储能设施的按200元/kWh给予储能设施投资单位一次性补贴50500100010003001003/月地区发布时间政策文件具体补贴方式最高额度/万元20252023 年第 12 卷储能科学与技术贴政策数量较多；从补贴金额最高额看，重庆、长沙储能补贴最高金额均高达1000万元，其中，重庆市引导新能源配储是为了提高本地区新能源消纳水平，长沙则是为了完善新型储能材料产业链从而降低储能成本；新型储能的补贴政策主要以用户侧为主，同时应用场景大多为光伏配储能，补贴方式主要有放电补贴、容量补贴以及投资补贴。2 新型储能商业模式各省份的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，各地政府出台的新型储能配置补偿政策成为国内新型储能装机增长的主要驱动因素。同时大量新型储能补贴政策的实施，加快了新型储能的商业化进程，新型储能市场能够吸引更多的投资商，各方的努力不断推动新型储能的产业化进程，逐渐形成了以下几种收益模式：（1）新能源容量租赁。容量租赁费是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据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，独立储能电站可以向需求方提供容量租赁，并收取对应费用，费用标准目前并未确定，大致在300元/(kWa)左右，主要基于项目的收益要求7。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于 100 MW/200 MWh 的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准300元/(kWa)测算，全年容量租赁约2400万元。（2）辅助服务补偿。2021年8月，国家能源局正式印发新版并网主体并网运行管理规定和电力系统辅助服务管理办法(简称新版“两个细浙江永康浙江海宁浙江绍兴浙江义乌安徽合肥安徽芜湖湖南长沙山西太原北京朝阳四川成都青海陕西西安2022-5-112021-12-172021-12-162021-9-232022-10-182022-3-42022-11-72022-6-292022-3-142022-2-222021-1-182020-12-25永康市整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案关于加快推动新型储能发展的实施意见(征求意见稿)关于柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案的公示关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则(征求意见稿)合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则芜湖市人民政府关于加快光伏发电推广应用的实施意见关于支持先进储能材料产业做大做强的实施意见关于印发太原市招商引资若干措施的通知关于公开征集朝阳区2022年节能减碳项目的通知关于申报2022年生态文明建设储能领域市级预算内基本建设投资项目的通知关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见(征求意见稿)非居民用户侧储能项目按照储能设施的功率给予补助，补助标准按150元/kW、120元/kW、100元/kW逐年退坡接受统一调度的调峰项目给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年(按每千瓦年200元、180元、170元退坡)建设非户用分布式光伏项目配套储能设施的，对项目业主按每千瓦时储能能力100元发放一次性补助接受电网统筹调度的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/kWh的补贴，补贴两年对装机容量1 MWh及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh补贴，连续补贴不超过2年储能电站运营主体0.3元/kWh补贴，补贴年限为5年按储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/kWh的奖励；对符合条件的规模以上先进储能材料企业，按上年度用电增量每千瓦时给予0.15元奖励；对新引进且完成固定资产投资1亿元(含)以上的先进储能材料企业按自投产之日起满1年实际用电量的30%进行计算，每千瓦时给予0.15元奖励新型储能项目(电化学、压缩空气等)给予补助，建成后，按投资额的2%补贴对储能技术项目给予不超过总投资额20%的补助按照储能设施规模给予每千瓦每年230元且单个项目最高不超过100万元的市级预算内资金补助，补助周期为连续3年明确储能发售的电量运营补贴0.1元/kWh(使用青海储能电池60%以上项目，再增加0.05元/kWh)针对光储系统应用，对储能系统按实际充电量给予投资人1元/kWh补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元300100/年100050010050续表地区发布时间政策文件具体补贴方式最高额度/万元2026第 6 期李 明等：新型储能政策分析与建议则”)，正式承认了新型储能拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。2022年6月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版“两个细则”，首先提高了独立储能电站的标准，再次确定了其主体地位，同时鼓励探索其收益模式，提高补偿标准，促进了其商业模式的完善，表3为“两个细则”定义的辅助服务类型。目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频(包括一次调频、二次调频)两类，各地区的具体收益不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等；而调频多为按调频里程给予补偿，根据机组响应AGC调频指令的多少，给予0.115元/MW的调频补偿。（3）电力现货市场。作为独立的市场主体，储能电站可以根据电网的负荷预测曲线等数据，合理制定自己的充放电计划，并按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电8。国家发改委、能源局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同时明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，减少储能电站度电成本0.10.2元/kWh。当前现货市场价差套利机制逐渐完善，2022年日现货价差超过1元/kWh时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。（4）容量补偿。2022年11月25日，国家能源局发布了电力现货市场基本规则(征求意见稿)和电力现货市场监管办法(征求意见稿)其中指出各地区要结合实际需要，建立市场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。新型储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以补偿9。但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益保底手段。收益模式的多样性使得新型储能在不同应用场景下都具有盈利能力，目前国内的储能模式可分为3种：电源侧新能源配置储能、用户侧配置储能和独立储能，下面将对3种模式进行分析，结合不同模式下的收益模式，研究典型省份或工程，总结出新型储能在不同应用场景下的商业模式。2.1电源侧配储电源侧储能的收益模式主要有：减少新能源弃风弃光带来的收益、提供电网一次二次调频辅助服务的收益、减少双细则考核费用的收益以及通过市表3南方区域“两个细则”定义的辅助服务类型Table 3Types of auxiliary services defined by the two rules in the southern region应用场景有功平衡服务无功平衡服务事故应急及恢复服务基本辅助服务辅助服务类型有偿一次调频二次调频(AGC、APC)有偿调峰旋转备用冷备用转动惯量爬坡有偿无功调节AVC调相运行稳定切机稳定切负荷黑启动基本一次调频基本调峰基本无功调节描述通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务，对超过理论动作积分电量70%的部分进行补偿通过自动功率控制技术(AGC、APC)跟踪调度机构指令，实时调整发用电功率为跟踪系统负荷峰谷变化及可再生能源出力变化，根据调度指令进行发用电功率调整或设备启停服务为保证可靠供电，发电侧并网主体通过预留发电容量所提供的服务并网火电、核电从停运到再次启动前保持备用状态所提供的服务系统经受扰动时，并网主体根据自身阻尼阻止系统频率突变所提供的服务应对系统净负荷短时大幅变化，根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡通过迟相、进相运行向电力系统注入、吸收无功功率所提供的服务自动闭环控制无功和电压调节设备，实现合理的无功电压分布发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率电力系统发生故障时，发电机组自动与电网解列提供的服务电网发生故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷大面积停电后，由具备自启动能力发电机组恢复系统供电的服务发电机组自动反应调整有功率出力且实际动作积分电量低于理论值70%的部分机组在额定容量至基本调峰范围内的出力变化发电机组在迟相功率因数0.91范围内注入无功，或进相功率因数在0.971范围内吸收无功所提供的服务20272023 年第 12 卷储能科学与技术场交易峰谷差价套利带来的收益。下面以山西省为例，对其进行具体分析。2022年6月10日，山西省能源局发布了山西省电力市场规则汇编，指出将虚拟电厂储能企业纳入山西电力市场主体范围，独立储能以“报量报价”方式参与现货市场。同年5月18日，山西能源监管办印发山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)的通知，这是全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策，促进了储能发挥快速调频能力。首先在降低弃风弃光率方面，按照山西风电和光伏项目平均利用小时数计算，100 MW风电和光伏项目弃电量为：380万千瓦和78万千瓦，因此山西省的新能源项目弃风弃光率较小，约为1.9%和0.6%；同时山西省弃风弃光主要集中在13月份且限电的具体时间、限电的时长和限电的幅度都无法预知。所以限电季节的不均衡性和限电规律的不确定性使得储能设备难以发挥其应有作用。其次在提供电网一次二次调频辅助服务方面，山西省电网一次调频需求次数多，周期短，对速度和精度要求较高，电化学储能调频速度快，容量可调，可作为优质的调频资源；电网二次调频对调频时长要求比较高，最短时长为2小时45分，电化学储能系统的优点难以发挥，因此一次调频对响应速度和精度要求严格，更有利于发挥电化学储能的调频优势，值得持续关注。然后在减少双细则考核费用方面，考核一方面要求新能源场站做到规范化、精细化、数字化运行管控；另一方面要保障供电安全，把波动性、间歇性的新能源，调节变成友好、稳定的电能。山西省部分风电场盈利，部分风电场亏损，通过储能系统精确充放电，促进新能源场站实际发电曲线和预测发电曲线趋于统一，可以减少相应费用10。最后是通过市场交易峰谷差价套利，山西电网节点电价呈现出较为明显的峰谷特点，为差价套利产生收益提供了可能，但同时经过测算，考虑以上所有收益，电源侧储能项目投资收益要达到一个合理的水平，电网峰谷价差需要达到 0.86 元/kWh。目前山西电网电力市场化交易中实际的峰谷价差较小，因此其商业模式还需要进一步研究。新能源配储模式的发展障碍包括收益来源的不确定性以及收益分配的不公平，缺少对应的政策加持，同时储能成本需要进一步降低，只有这样该模式下的收益才能覆盖成本的投入。储能在参与辅助服务市场、电能量市场等方面的机制有待进一步完善，储能安全特性、涉网特性等还需进一步开展实证验证11。目前新能源配储模式的收益来源主要有新能源消纳补偿以及减少弃风弃光补偿，收入来源太过单一，若要大幅提高收益率，提升投资方的积极性，则需要从提高储能建设补偿和提高储能调用次数两个方面入手。2.2用户侧配储用户侧储能在供电应用场景下主要作为可靠性应急保障电源，提高供电可靠性，改善电能质量，实现高比例新能源友好接入和高效消纳。随着整县光伏的大力推进及高供电可靠性需求应用场景的不断增多，储能在重大国际国内活动用电保障、芯片、制药、化工、精密制造等工商业园区优质供电和县域光储直柔电力系统建设等具有广阔的应用前景。目前用户侧配储最主要的收益来源为峰谷电价套利，同时该领域的商业模式也会越来越成熟12。2022年6月7日，国家发改委、国家能源局发布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，文件指出适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于41，其他地方原则上不低于31，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%13。对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费14。图1为工商业配储实现双降的示意图。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题15。2.3独立储能独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电网公司签订并网协议，承诺归属电网公司管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约2028第 6 期李 明等：新型储能政策分析与建议定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调16。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性，图 2 为独立共享储能的收益来源。“新能源容量租赁调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省除了新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省则为现货市场峰谷价差辅助服务市场收入，新疆为赠送新能源指标充电补偿收益(0.55元/kWh)，宁夏为优先发电量奖励调峰收益(0.8元/kWh，保证600次)新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。在新能源容量租赁方面，针对出租容量的实际使用权，部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益；甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。在参与辅助服务获得补偿方面，调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的最主要手段。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省1个100 MW/200 MWh储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调 储能系统分布式光伏降低降低最大容量电费成本容量电费电量电费=容量电价1.代替变压器容量以降低总体容量需求2.新增充电桩建设以实现动态扩容，减少变压器扩容费用谷时：供给负荷：光伏自发电；储能：光伏余电+低价购电峰时：储能释放，供给负荷图1工商业配储实现双降Fig.1Industrial and commercial distribution and storage realize double reduction 独立共享储能容量租赁辅助服务/现货价差其他收益非电力现货市场电力现货市场租赁比取决于强制比例、执行力度，价格取决于储能与新能源配储的供需关系当前辅助服务主要为调峰，参与调峰与现货市场二选一。随着电力现货市场逐步完善，辅助服务交易品种将更为丰富探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全新能源电站容量租赁调峰辅助服务现货价差套利调峰辅助服务容量补偿等其他收益未来逐渐丰富备用、爬坡、转动惯量等图2独立共享储能的收益来源Fig.2Revenue source of independent shared energy storage20292023 年第 12 卷储能科学与技术用时长1000 h