2022年，國家發(fā)展改革委、國家能源局先后發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》(以下簡稱《方案》)、《關(guān)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》，要求在電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點配置儲能，提高大電網(wǎng)安全運行水平，在站址和走廊緊張地區(qū)延緩和替代輸變電設(shè)施投資;并進一步明確了新型儲能市場定位，逐步建立完善相關(guān)市場機制、價格機制和運行機制。“雙碳”目標下儲能的角色定位和儲能產(chǎn)業(yè)政策為儲能發(fā)展提供了支持，電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展也將對電網(wǎng)公司投資經(jīng)營產(chǎn)生影響。
新政策利好電網(wǎng)公司投資儲能
國家發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》后，抽水蓄能電站投資成本疏導機制逐步完善。《方案》提出建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站的容量電價機制，即將容量電價對應的容量電費納入輸配電價回收，探索替代輸配電的儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價。按照實施方案形成的共識，該政策為電網(wǎng)企業(yè)投資新型儲能提供了可能，但政策目前還較宏觀，實施路線、準入條件、操作細則等尚不明確。
同時，在電網(wǎng)側(cè)儲能基于有效激勵機制而發(fā)展時，一旦電網(wǎng)公司進入該領(lǐng)域投資，投資監(jiān)管必將趨嚴，以避免投資沖動造成項目虧損或者抬升整個電力系統(tǒng)的成本。電網(wǎng)側(cè)儲能成本收益若要通過輸配電價回收，應做好可行性研究論證，闡述清楚最重要的輸配電價核價“相關(guān)性、合理性和合法性”原則，是否是替代輸配電設(shè)施，是否更具經(jīng)濟性，否則投資成本無法通過輸配電價疏導。而且電網(wǎng)側(cè)儲能成本收益一旦計入輸配電價，相關(guān)的監(jiān)管工作也必將進一步細化。
電網(wǎng)側(cè)儲能合理布局的意義
有利于電網(wǎng)穩(wěn)定運行。《方案》明確了電網(wǎng)側(cè)儲能布局的4個主要場景，一是在負荷密集接入、大規(guī)模新能源匯集、大容量直流饋入、調(diào)峰調(diào)頻困難和電壓支撐能力不足的關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點;二是在站址走廊資源緊張等地區(qū);三是在電網(wǎng)薄弱區(qū)域如在供電能力不足的偏遠地區(qū)電網(wǎng)末端或電網(wǎng)未覆蓋地區(qū);四是作為重要電力用戶的應急備用電源，如政府、醫(yī)院、數(shù)據(jù)中心等。通過電網(wǎng)側(cè)合理布局新型儲能設(shè)施，將提高大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平和保供能力、應急能力，減輕輸電線路阻塞，延緩輸配電設(shè)施投資。
合理消化系統(tǒng)供電成本。儲能規(guī)模化發(fā)展需相應的價格機制進行有效疏導成本。若通過容量電費納入輸配電價疏導，以磷酸鐵鋰電池儲能為例，按2021年普遍中標價格1400元/千瓦時，工程規(guī)模83.3兆瓦/166.6兆瓦時，20%資本金比例，運營年限21年，10年更換一次電池，電池更換費用700元/千瓦時，按照資本金收益率6.5%測算，容量電價為294.7元/千瓦。假設(shè)江蘇省電網(wǎng)側(cè)新型儲能新建規(guī)模按照500兆瓦考慮，按照容量電價294.7元/千瓦測算，每年增加新型儲能容量電費29470萬元，傳導至售電側(cè)銷售電價增加部分約為0.00047元/千瓦時。在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)和電改環(huán)境下，面臨供給側(cè)成本上升與需求側(cè)成本下降矛盾，但考慮新型儲能在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的效用，同時考慮該省全社會用電量增幅，售電價增加部分在全社會用電價格承載力范圍內(nèi)，規(guī)劃儲能容量電費通過輸配電價回收基本合理可行。
電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展建議
積極探索競爭性兩部制電價機制模式和共享儲能商業(yè)模式。對于保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定、提供應急供電保障、提高系統(tǒng)新能源消納能力、站址走廊資源緊張地區(qū)和電網(wǎng)薄弱區(qū)域等方面社會效益顯著的電網(wǎng)側(cè)儲能，建議積極探索競爭性兩部制電價機制，通過競價模式降低容量電費和電量電費，優(yōu)化資源配置。同時，積極整合電源、電網(wǎng)和用戶側(cè)儲能資源，采取共享儲能模式，爭取多重收益。
探索開發(fā)形成碳資產(chǎn)，促請出臺碳市場支持政策。除充分利用央行和財政部出臺的碳減排支持工具和優(yōu)惠政策外，應積極促請出臺碳市場支持政策，一方面充分利用儲能降損效益，產(chǎn)生碳減排效益;另一方面基于儲能+綜合能源、儲能(匯集)+新能源、儲能+電能替代等，探索開發(fā)形成碳資產(chǎn)，通過國家核證自愿減排量(CCER)市場，或促請出臺碳市場交易支持政策，回收部分儲能投資。
優(yōu)化投融資方式，促請出臺相關(guān)投融資支持政策。通過應用央行和財政部推出的碳減排政策工具，推動政府投資平臺聯(lián)合各方社會資本設(shè)立綠色產(chǎn)業(yè)投資基金或綠色債券等方式，拓寬融資渠道和爭取稅收優(yōu)惠、綠色金融貸款等政策，獲得更多社會資本或優(yōu)惠政策，降低融資成本。
推動完善儲能間接效益計算方法，支撐儲能價值測算。當前各種商業(yè)模式難以體現(xiàn)儲能調(diào)節(jié)性資源價值，雖然目前已有電力儲能經(jīng)濟效益評估團體標準，但部分間接效益參數(shù)如替代性價值和可靠性價值的計算方法仍待細化，需通過實際項目不斷積累數(shù)據(jù)，科學合理度量儲能社會效益，支撐儲能價值測算。
推動完善輔助服務市場機制。推動電力輔助服務市場更好體現(xiàn)儲能等靈活調(diào)節(jié)性資源的市場價值，建立健全調(diào)頻、備用等輔助服務市場，推動源網(wǎng)荷儲一體化建設(shè)和多能互補協(xié)調(diào)運營。探索引入爬坡輔助服務機制，逐步擴大爬坡市場參與主體范圍，逐步引入獨立儲能等參與爬坡市場交易，并建立合理的費用分攤機制。
加強電網(wǎng)側(cè)功能替代性儲能設(shè)施準入和應用場景的相關(guān)性審核。當前政策已明確電網(wǎng)側(cè)儲能在關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點、站址走廊資源緊張地區(qū)、電網(wǎng)薄弱區(qū)域、重要電力用戶等應用場景，為儲能替代輸配電設(shè)施相關(guān)性認定奠定了基礎(chǔ)。因此，在上述應用場景下，在可研環(huán)節(jié)出現(xiàn)電網(wǎng)功能替代性儲能設(shè)施全壽命周期經(jīng)濟性具備競爭優(yōu)勢時，應加強電網(wǎng)功能替代性儲能設(shè)施準入條件和應用場景相關(guān)性審核，推動出臺電網(wǎng)側(cè)功能替代性儲能設(shè)施認定標準。
加強替代性方案全壽命周期經(jīng)濟性比較論證，推動完善新型儲能各項標準，支撐成本合理性評估。當前，行業(yè)內(nèi)正在組織編制電力儲能項目定額、預算編制與計算標準，其出臺將為電力儲能項目提供計價依據(jù)，也為新型儲能投資成本監(jiān)管奠定了基礎(chǔ)。
此外，《“十四五”國家消防工作規(guī)劃》《“十四五”國家應急體系規(guī)劃》均要求圍繞新型儲能設(shè)施等新材料新業(yè)態(tài)消防安全風險，加強建設(shè)工程消防設(shè)計論證源頭管理，消防安全系統(tǒng)投資比例將潛在上升。因此，除加強替代性方案全壽命周期經(jīng)濟性比較論證外，應推動完善新型儲能消防安全等各項標準，使其成為儲能投資成本合理化依據(jù)。
