我国储能定价与市场准入问题探析

　　我国从上世纪50 年代起就开始对太阳电池进行研究。1993年成立中国光电发展技术中心，上世纪80 至90 年代先后从国外引进多条太阳电池生产线 年，太阳电池的年生产能力达到6.5MW/年。近几年，太阳电池的研究开发和生产飞跃地发展。保定英利新能源有限公司建成500MW的太阳电池生产线。南开大学在天津建立铜铟硒太阳电池中试线，使我国成为继德、美、日之后第4 个开展这种电池中试的国家。中国科学院半导体研究所对非晶硅太阳电池转换效率下降机制的研究取得国际上领先的成果，转换效率最低可限制在10%以内。中国科学院物理研究所研制的有机纳米晶太阳电池，转换效率达到5.48%，向实用性产品迈出了重要一步。从整体上看，我国不但在太阳电池生产能力上进入国际先进行列，而且在两大主要发展的太阳电池产品：非晶硅太阳电池和铜铟硒太阳电池的研究开发上达到国际先进水平。同时还在新的有机纳米晶太阳电池的研究中取得国际领先的成果。

　　太阳能光伏网讯:在储能的市场准入方面，目前存在社会资本进入批发市场门槛和电网企业不公平竞争两方面问题。其中前者国内较为突出，后者属于国内外共性问题。

　　近年来随着中国电化学储能成本的下降和可再生能源的快速发展，各界对电力系统储能日益关注。截至2018年底，全国电化学储能装机达到百万千瓦，近三年年均增速超过100%。其中，锂离子电池储能增速尤为明显，2018年锂离子电池（包）成本已降至1200元/千瓦时，近三年累计成本下降一半以上。以锂离子电池为代表的电化学储能在电力系统调频、峰谷电价管理、可再生能源消纳和电力系统调峰中的作用将日益显现。随着技术与产业的不断发展，国内储能定价机制和市场准入等方面的问题也日益凸显。本文将首先梳理国内储能相关政策，再分别就储能定价机制和市场准入两方面展开分析，最后再提出相应的政策建议。

　　当前国内与储能相关的政策可分为直接政策和间接政策，其中直接政策包括发展规划和电力辅助服务两类。发展规划以《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）为代表。该文件首次明确储能战略定位，提出了未来十年我国储能技术与产业发展目标。

　　电力辅助服务类政策以《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》为代表。该文件首次确立了储能参与调峰、调频辅助服务的市场主体地位，并提出按效果付费的补偿原则。此后出台的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》和地方层面的《电力辅助服务市场运营规则》等政策文件也纷纷明确鼓励辅助服务提供商投资建设储能设施。其中，山西、甘肃、新疆、福建、山东等地更是专门下发了电储能参与电力辅助服务市场的文件，明确提出电储能可以参与辅助服务市场。

　　间接政策主要包括峰谷分时电价、可再生能源上网电价、电力需求侧管理城市综合试点等政策。这些政策虽然并非针对储能所设计，但很大程度上形成了目前国内储能的运营生态，是推动国内储能产业发展的主要动力。

　　但相比美国、德国、日本等国，我国现有的储能政策性支持主要集中在宏观指导层面，且以支持技术研发和示范项目的建设为主。《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》虽然提出了两阶段发展目标，但缺乏对主流储能技术关键参数（如系统成本、平准化成本、能量转换效率等）的趋势判断或目标设定，对储能在发电侧、电网侧、用户侧参与可再生能源消纳、电力系统调峰/调频等应用场景缺乏市场前景判断。近年来调频辅助服务补偿的价格波动与储能等灵活性资源的规划不足不无关系，宏观层面的储能战略规划仍需加强。

　　此外，除电力辅助服务补偿外，我国还未出台类似美国加州《自发电激励方案》（SGIP）和德国、澳大利亚的分布式储能等直接补贴和激励政策。近年来储能技术进步显著，成本的快速下降使储能逐步接近商业推广阶段，适度补贴或将有助于弥补竞争性电力市场缺失导致的激励不足问题，有必要对储能补贴的必要性展开研究。

　　目前我国储能的价值主要通过用户侧电价、调频辅助服务补偿、可再生能源消纳、电网企业采购及少量用户电能质量及供电可靠性需求体现。

　　我国目前绝大部分省市工商业用户已实施峰谷电价制。储能可通过“削峰填谷”帮助电力用户实现电价峰谷差套利，采用合理的储能配置和充放电策略还可进一步降低需量电费。特别江苏、广东等东部沿海地区峰谷电价差达到0.8元/千瓦时，为用户侧储能营造了商业推广条件。除通过峰谷电价差套利和减免需量电费外，储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、参与需求侧响应等。未来随着我国第三产业用电比重不断提升，峰谷电价差有进一步拉大空间，为储能平抑负荷峰谷差营造更大应用空间。

　　虽然用户侧峰谷电价调节及容量电费管理已是较为成熟的储能应用领域。但目前国内用户侧储能面临一定价格政策风险。电价政策的不确定性对用户侧储能市场的影响已经显现，工业与居民的电价交叉补贴等问题也一定程度上干扰了用户侧储能市场环境。

　　目前我国电储能参与辅助服务基本采用与火电打捆的方式，火电机组通过加装储能，其自动发电控制（AGC）调节性能大幅改善，进而在调频市场获得更多经济收益。目前各地执行的辅助服务政策是由国家能源局及其派出机构制定，并且主要是针对传统发电机组，定价机制由各区域《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（“两个细则”）决定。其中，京津唐、山西等区域执行的调频补偿已经较好地体现了“按效果付费”，对推动储能技术参与辅助服务提供了较好的政策环境。但电储能参与电力系统调频主要采用与火电厂打捆的方式，储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。随着各地辅助服务市场建设工作相继启动，储能参与调频辅助服务的空间将进一步扩大。

　　虽然通过“两个细则”初步形成了电力批发侧准市场，但当前我国储能参与电力辅助服务仍存在明显的障碍和门槛。相比国外成熟电力市场，我国现有辅助服务补偿机制也有待完善，虽然京津唐、山西等区域的辅助服务政策已经纳入了爬坡速度、调节精度等质量因素，但全国层面的辅助服务补偿机制设计仍相对滞后，定价机制的欠缺一定程度限制了储能在电力辅助服务领域的应用空间。

　　波动性可再生能源快速发展引发了更高的电力系统灵活性需求，也进一步提高了储能在可再生能源并网领域的应用前景。随着可再生能源渗透率不断提升，电力系统灵活性资源的价值将随之增加，储能项目的经济性水平也将相应提升。储能不仅能促使可再生能源更有效的利用，减少弃风弃光，同时也可以平抑发电出力，提高电能质量，参与电网负荷平衡。未来光伏、风电等波动性可再生能源的占比还将不断提升，可再生能源发展或将成为储能长期发展最重要的驱动力。但目前储能平准化成本相对可再生能源发电仍然较高，储能单纯通过可再生能源消纳的经济性不足，国内单纯服务于可再生能源消的储能项目仍处于示范阶段。

　　2017年以前我国储能市场以用户侧电价、参与电力辅助服务以及可再生能源消纳为主，但2018年电网侧储能市场快速扩大，全年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模206.8兆瓦，占2018年全国新增投运规模的36%，规划/在建的电网侧储能总规模更是经超过1407.3吉瓦时1。2019年初国家电网发布《关于坚持以客户为中心进一步提升优质服务水平的意见》提出大力开拓储能业务，电网侧储能的发展有了进一步的方向性指导，预计未来1~2年电网侧储能还将迎来跨越式发展。

　　除输配电储能外，目前国内各类储能项目商业模式基本采用类似于合同能源管理的模式，即发电厂、电力用户与储能设备与运营企业合作，发电厂和电力用户提供场地、储能接入以及储能参与市场的资格，由储能企业负责投资、设计、建设、运营、维护等工作，两方以预先商定的比例分享储能收益。

　　在储能的市场准入方面，目前存在社会资本进入批发市场门槛和电网企业不公平竞争两方面问题。其中前者国内较为突出，后者属于国内外共性问题。

　　目前我国用户侧储能主要以社会资本投资为主，调频和可再生能源消纳主要采用与发电企业联合运行的方式。《指导意见》明确鼓励各类主体投资发电侧、电网侧、用户侧储能，但目前各地电储能参与调频、调峰等电力系统运行规则不一且普遍存在门槛。例如《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》目前只包括火电机组，但《东北电力辅助服务市场运营规则》则包含电储能调峰，而《江苏电力辅助夫服务（调峰）市场交易规则》将调峰分为深度调峰和启停调峰，储能可以参加启停调峰。又如《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》明确储能可作为独立主体直接参与调峰、调频辅助服务，但分别设定了10兆瓦和15兆瓦的最低容量要求。此外，社会资本投资的储能设施直接参与电网运行还存在包括主体资格认定、验收标准、电价政策等方面的问题。综上原因，国内目前储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行，几乎没有独立参与调频辅助服务和输配电服务的储能项目。

　　国内电网侧储能项目大多引入第三方主体（电网企业系统）作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费（表1）。以江苏镇江东部项目为例，八个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设，以租赁形式供电网公司使用，五年之后电站资产将移交给国网江苏电力公司；国网湖南综合能源服务公司投资的长沙储能电站更是采用了为期十年的核心设备租赁模式。

　　公共事业公司的储能资产所有权在国际上也是争议性问题。例如在美国，部分公共事业公司认为合理投资储能可以提升输配电效率，从而降低系统成本，最终降低用户用电价格；而发电企业认为按照公共事业监管法案（PURA）的规定输配电公司不能拥有发电等输配电以外的其他资产。美国联邦能源委员会（FERC）将储能视为一种发电设施，公共事业公司因此不得参与投资运行。也有观点认为，若建设储能设施为满足公用事业公司自身的输配电需求、提高电力系统可靠性，而不用于提供能量或参与电力辅助服务的形式出售给批发商，则应被允许。目前不同地区基于其电力市场环境对公共事业公司储能资产所有权报以差异化态度：垂直一体化电力市场往往允许公共事业公司拥有储能资产；竞争性电力市场中，若电网负责调度，一般禁止电网公司拥有储能或禁止电网储能参与市场交易；若是第三方独立调度，目前倾向允许公共事业公司拥有储能资产。

　　综上所述，相比国外成熟市场，我国储能项目进入电力批发侧和输配电市场存在较大障碍，前者原因主要包括电力市场环境、准入规则和门槛以及信息透明问题，而后者是国内外共性问题，争议焦点在于如何平衡电网企业采购储能运营的效率与公平之间的矛盾。

　　在战略规划层面，应首先制定储能技术发展路线图，特别是对主流储能技术的关键指标提出分阶段发展目标或进行展望；其次，制定储能发展规划，评估储能在发电侧、电网侧、用户侧提供可再生能源并网、电力系统调峰、调频的市场潜力，引导市场有序投入；第三，评估储能补贴政策必要性，可针对当前储能在典型应用场景的经济性水平，分析储能补贴必要性，结合储能成本下降目标，研究补贴退坡时间表。

　　在定价机制层面，要首先明确储能价格监管的边界，即界定政府在储能保障系统运行安全、参与输配电服务以及参与电力市场交易定价中的角色；第二，要进一步完善辅助服务定价机制，充分纳入调节质量因素，并合理疏导辅助服务成本至用户侧；第三，要加快现货市场改革，尽快形成日前、日内价格曲线；第四，应结合电力系统灵活性需求，研究新型辅助服务交易产品；第五，应尽可能减少终端电价政策干预。

　　在市场准入层面，建议研究降低社会资本参与调频辅助服务市场门槛的实施方案；第二，兼顾公平和效率问题，研究电网企业储能投资运营监管办法；第三，公开调频、调峰、可再生能源发电弃电等电力系统经济运行信息，引导社会资本对储能项目的合理决策。

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　　近年来，分布式光伏装机量正在迅速增加。国家能源局统计数据显示，2018年累计光伏装机约43GW，分布式装机约为21GW。截止2018年底，全国的分布式光伏装机累计约50.6GW。对于已投运的分布式光伏电站而言，在预期的25年运行周期中，电站资产的保值增值，无不与电站的安全运行、精细化运维息息相关。相较迅