儲(chu) 能作為(wei) 構建新型電力係統的重要支撐，對改善新能源電源的係統友好性，破解電力生產(chan) 和消費同時完成的傳(chuan) 統模式，改善負荷需求特性，推動新能源大規模高質量發展起著關(guan) 鍵的作用。推動儲(chu) 能更好實現規模化、產(chan) 業(ye) 化、市場化發展，離不開價(jia) 格機製和商業(ye) 模式的進一步完善。近日，本報記者就相關(guan) 問題采訪了電力規劃設計總院常務副院長胡明。

　　問：目前儲(chu) 能主要包括哪幾類技術手段？它們(men) 的發展情況如何？

　　答：目前，儲(chu) 能主要包括抽水蓄能和新型儲(chu) 能兩(liang) 類方式。其中，抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優(you) 的儲(chu) 能技術，適合規模化開發建設。截至2022年底，我國抽水蓄能電站裝機規模約4579萬(wan) 千瓦，根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產(chan) 總規模6200萬(wan) 千瓦以上；到2030年，投產(chan) 總規模1.2億(yi) 千瓦左右。

　　新型儲(chu) 能是指除抽水蓄能外，以電力為(wei) 主要輸出形式的各類儲(chu) 能技術，包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲(chu) 能等不同技術路線。新型儲(chu) 能受站址資源約束較小、布局靈活、建設周期較短，可實現與(yu) 電力係統源、網、荷各要素緊密結合，有利於(yu) 平衡新能源電源電力與(yu) 電量關(guan) 係，提高係統友好性、增強電網彈性、改善負荷柔性，與(yu) 抽水蓄能在源側(ce) 、網側(ce) 、荷側(ce) 形成不同的功能互補，共同為(wei) 新型電力係統建設提供支撐。截至2021年底，全國新型儲(chu) 能裝機超過400萬(wan) 千瓦，預計2025年將達到3000萬(wan) 千瓦以上。

　　問：目前抽水蓄能的商業(ye) 模式和價(jia) 格形成機製如何？

　　答：抽水蓄能已形成清晰的商業(ye) 模式。

　　國家發展改革委於(yu) 2021年印發《關(guan) 於(yu) 進一步完善抽水蓄能價(jia) 格形成機製的意見》，在堅持兩(liang) 部製電價(jia) 機製的基礎上，進一步完善了抽水蓄能價(jia) 格疏導機製。

　　容量電價(jia) 按電站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能對係統的容量支撐價(jia) 值，提供了穩定的收益預期，目前已明確納入省級電網的輸配電價(jia) 回收，按經營期內(nei) 資本金內(nei) 部收益率6.5%進行核價(jia) 。

　　電量電價(jia) 按抽發電量核算變動收入，由過去的政府核定模式，轉變為(wei) 以競爭(zheng) 性方式形成，在電力現貨市場運行的地區，按當地現貨市場價(jia) 格及規則結算；在其他地區，上網電價(jia) 按燃煤發電基準價(jia) 執行，抽水電價(jia) 按其75%執行，並鼓勵委托電網企業(ye) 通過競爭(zheng) 性招標方式采購抽水電量，進一步體(ti) 現其調峰價(jia) 值。

　　隨著配套政策及價(jia) 格機製不斷完善，各方對於(yu) 抽水蓄能的投建積極性顯著提高，未來抽水蓄能電站將進入加速發展期。

　　問：請介紹一下新型儲(chu) 能在不同應用場景下的商業(ye) 模式和價(jia) 格政策，目前麵臨(lin) 哪些難點？

　　答：目前，國家尚未針對新型儲(chu) 能出台專(zhuan) 門的價(jia) 格政策，不同場景下新型儲(chu) 能發揮的作用不盡相同，商業(ye) 模式也有較大差別。

　　新能源電站配置儲(chu) 能是當前新型儲(chu) 能增量的主體(ti) ，各地對於(yu) 新建新能源電站配置儲(chu) 能的比例和時長要求不同，一般在10%至25%、1至4個(ge) 小時。通過配置儲(chu) 能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與(yu) 電力現貨和輔助服務市場等獲取收益，但多數情況下，新型儲(chu) 能成本主要納入新能源電站發電收入分攤。除配建儲(chu) 能外，新能源電站可向獨立儲(chu) 能電站租賃或購買(mai) 儲(chu) 能容量，如山東(dong) 、青海等地正在推進的共享儲(chu) 能模式。容量租賃費用是共享儲(chu) 能電站的主要收入，此外，在部分地區其可參與(yu) 電力現貨市場和輔助服務市場獲取收益。

　　除共享儲(chu) 能以外的電網側(ce) 獨立儲(chu) 能，在當前的電力市場體(ti) 係下，僅(jin) 通過參與(yu) 電力現貨、輔助服務市場難以滿足投資收益，限製了其大規模發展。國家發展改革委、國家能源局的多項文件提出，要研究建立電網側(ce) 獨立儲(chu) 能電站容量電價(jia) 機製，探索將電網替代型儲(chu) 能設施成本收益納入輸配電價(jia) 回收，為(wei) 電網側(ce) 儲(chu) 能電價(jia) 機製指明了方向。

　　用戶側(ce) 儲(chu) 能主要利用峰穀價(jia) 差套利。2021年國家發展改革委印發《關(guan) 於(yu) 進一步完善分時電價(jia) 機製的通知》，各地陸續明確尖峰電價(jia) 機製，進一步拉大峰穀電價(jia) 差，增大用戶側(ce) 儲(chu) 能收益空間。

　　總體(ti) 看，鑒於(yu) 新型儲(chu) 能的應用場景廣泛、技術發展程度不一、成本相對較高，參照抽水蓄能形成統一價(jia) 格機製的難度很大。同時，我國電力市場建設處於(yu) 起步階段，各地結合自身特點在新型儲(chu) 能參與(yu) 市場機製設計上開展了有益嚐試，但現有市場和價(jia) 格機製難以全麵反映新型儲(chu) 能的多重價(jia) 值，可持續的商業(ye) 模式仍需進一步探索。

　　問：未來，應通過哪些舉(ju) 措進一步完善儲(chu) 能的商業(ye) 模式和價(jia) 格機製？

　　答：下一步，推動儲(chu) 能商業(ye) 模式和價(jia) 格機製進一步完善，還需多方麵形成合力。

　　一是“分類施策”完善新型儲(chu) 能成本疏導機製，開展政策試點示範。對“新能源+儲(chu) 能”項目在並網、消納、考核等方麵給予支持，提高新能源企業(ye) 建設儲(chu) 能的積極性。加快開展獨立儲(chu) 能電站容量電價(jia) 和電網替代性儲(chu) 能納入輸配電價(jia) 的相關(guan) 機製研究，在有條件地區開展先行先試。

　　二是持續推進電力市場體(ti) 係建設，推動儲(chu) 能獲取多重收益。加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲(chu) 能作為(wei) 獨立主體(ti) 參與(yu) 各類電力市場，完善充分反映儲(chu) 能多重價(jia) 值的市場機製，真正實現按效果付費。

　　三是強化新型儲(chu) 能技術創新和產(chan) 業(ye) 鏈建設，加快推動成本下降。加強以企業(ye) 為(wei) 主體(ti) 、市場為(wei) 導向、產(chan) 學研用相結合的儲(chu) 能技術創新體(ti) 係建設，著力推動新型儲(chu) 能技術多元創新、加速技術更新迭代，不斷完善材料、部件、集成等上下遊產(chan) 業(ye) 鏈，促進新型儲(chu) 能成本下降。

　　四是推動新型儲(chu) 能商業(ye) 模式創新，促進源荷高效互動。加強新型儲(chu) 能與(yu) “雲(yun) 大物移智鏈”等信息技術結合，推動儲(chu) 能要素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網等新興(xing) 市場主體(ti) ，充分挖掘新型儲(chu) 能價(jia) 值潛力。

　　五是研究儲(chu) 能支撐多領域減碳作用，探索參與(yu) 碳交易。充分發揮儲(chu) 能在新能源乃至能源、交通、建築等領域支撐減碳的價(jia) 值，研究儲(chu) 能參與(yu) 碳交易的方式，爭(zheng) 取各領域減碳政策紅利。（本報記者 丁怡婷）