電化學(xué)儲能參與電力輔助服務(wù)市場的潛力與障礙

      盡管儲能技術(shù)在能源系統(tǒng)中極具應(yīng)用價值，但各類儲能技術(shù)的市場化程度有較大差異。從當(dāng)前全球發(fā)展態(tài)勢看，抽水蓄能和儲熱技術(shù)成熟度較高并已實現(xiàn)商業(yè)化運營；氫能、合成燃料、熱化學(xué)儲能等尚處于研發(fā)示范階段；而鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、飛輪儲能、壓縮空氣、鈉硫電池等整體處于從技術(shù)示范到商業(yè)運營的過渡階段。目前抽水蓄能仍是全球儲能裝機的主體，但技術(shù)快速進步的電化學(xué)儲能已經(jīng)成為市場關(guān)注的焦點。特別是近年來電動汽車產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展帶動鋰離子電池技術(shù)不斷成熟。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）的預(yù)測，到2024年全球鋰離子電池成本將達到640元/千瓦時，到2030年進一步降低至430元/千瓦時。

      在國內(nèi)，近年來鋰離子電池技術(shù)進步速度更是超過預(yù)期，到2020年上半年，國內(nèi)磷酸鐵鋰電池電芯成本約400元/千瓦時，電池包成本約600元/千瓦時。換言之，目前國內(nèi)鋰電池成本已達到BNEF預(yù)測的2024年全球水平。目前以鋰電池為代表的電儲能技術(shù)已成為我國商業(yè)化儲能項目的主體，市場占比達到98%。相比電力系統(tǒng)其他靈活性資源，電儲能產(chǎn)業(yè)協(xié)同效應(yīng)強、技術(shù)進步空間大、環(huán)境資源約束小，是未來極具市場競爭力的電力系統(tǒng)短周期儲能技術(shù)，其在電力系統(tǒng)中的價值也更多體現(xiàn)在電力輔助服務(wù)層面。在國外，成熟電力市場環(huán)境下電儲能往往通過輔助服務(wù)（調(diào)頻、備用等）獲得收益；在國內(nèi)，盡管電力市場建設(shè)處于過渡階段，市場化程度有限，但部分輔助服務(wù)市場機制仍可體現(xiàn)電儲能靈活參與系統(tǒng)服務(wù)的功能價值，參與輔助服務(wù)市場已成為電儲能應(yīng)用主要收益來源。

01

電儲能參與輔助服務(wù)面臨的問題

      雖然市場關(guān)注度與日俱增，但目前國內(nèi)電力輔助服務(wù)市場還難以對電儲能等新型靈活性資源形成有效激勵，電儲能參與電力輔助服務(wù)面臨機制、成本、監(jiān)管等方面問題。

      定價機制

      雖然江蘇、廣東、福建、甘肅、山西、華北、蒙西等地已明確儲能參與輔助服務(wù)的市場定位和按效果付費的基本原則，但就全國而言仍然缺少儲能參與輔助服務(wù)的并網(wǎng)管理規(guī)范，現(xiàn)有交易、調(diào)度平臺以及計量、結(jié)算體系也尚未與之充分匹配，且現(xiàn)行電價機制下，電儲能收益也存在較大不確定性。

      調(diào)峰方面，南方電網(wǎng)對電力機構(gòu)直接調(diào)度的儲能電站提供的調(diào)峰服務(wù)按0.5元/千瓦時給予補償；新疆對根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的電儲能設(shè)施所充電的電量補償標準為0.55元/千瓦時；山西省對獨立儲能電站市場交易申報價格參考現(xiàn)貨市場火電機組深度調(diào)峰第四檔區(qū)間0.75～0.95元/千瓦時。若以鋰電池儲能電站0.5元/千瓦時的單次充放電成本，僅從調(diào)峰單價看電儲能參與部分地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)已具備一定經(jīng)濟性，但考慮到系統(tǒng)調(diào)峰需求存在明顯的季節(jié)性差異，電儲能實際能夠參與調(diào)峰的頻次取決于系統(tǒng)需求，較高的調(diào)用不確定性增大了儲能電站的投資風(fēng)險。

      調(diào)頻方面，山西、廣東等省于2018年進行了AGC輔助服務(wù)的競價市場改革，調(diào)頻收益直接取決于調(diào)頻執(zhí)行效果（性能）和調(diào)頻的貢獻量（里程），但調(diào)頻收益的具體計算方式仍在不斷完善過程中，而具有較高調(diào)節(jié)質(zhì)量的電儲能顯然對價格政策的變化較為敏感。此外，電儲能參與輔助服務(wù)仍存在一定技術(shù)門檻，如東北、新疆、福建、甘肅部分省區(qū)對于參與調(diào)峰交易的電儲能設(shè)施提出了10兆瓦/40兆瓦時的最小充電規(guī)模要求；華北第三方獨立主體調(diào)節(jié)容量不小于2.5兆瓦時、充放電功率不小于5兆瓦；江蘇充放電功率10兆瓦、2小時以上的儲能電站可以直接注冊調(diào)頻市場成員。綜合能源服務(wù)商匯集單站容量5兆瓦，總?cè)萘?0兆瓦、2小時以上的可以注冊市場成員。與之相比，美國PJM市場準入門檻僅為0.1兆瓦，且將調(diào)頻服務(wù)分為響應(yīng)較慢的傳統(tǒng)調(diào)頻（A）信號和快速響應(yīng)的動態(tài)調(diào)頻（D）信號，調(diào)頻資源可以根據(jù)其調(diào)頻資源的性能和商業(yè)策略選擇響應(yīng)不同類型的性能。隨著我國可再生能源滲透率的不斷提升，電力輔助服務(wù)需求也將相應(yīng)增加，與之相匹配的高時空顆粒度電力現(xiàn)貨市場環(huán)境對電儲能而言也至關(guān)重要。

      成本分攤

      我國現(xiàn)行電力輔助服務(wù)補償機制本質(zhì)上是發(fā)電企業(yè)電能量收益的二次分配?！恫⒕W(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》明確“輔助服務(wù)是指并網(wǎng)發(fā)電廠所提供的輔助服務(wù)”，即輔助服務(wù)提供主體是并網(wǎng)發(fā)電機組。

      盡管近年來部分地區(qū)的電力輔助服務(wù)市場建設(shè)過程中逐步將輔助服務(wù)主體從火電機組擴展至新能源發(fā)電機組、電力用戶、電儲能及獨立輔助服務(wù)提供商，但輔助服務(wù)費用的分攤?cè)栽诎l(fā)電側(cè)，相關(guān)成本實際上還是由發(fā)電企業(yè)通過上網(wǎng)電價內(nèi)部消化，其中提供輔助服務(wù)的傳統(tǒng)火電企業(yè)既出錢又出力，補貼退坡壓力下的新能源企業(yè)面對高額分攤費用捉襟見肘，現(xiàn)行輔助服務(wù)成本的疏導(dǎo)方式已不適應(yīng)發(fā)展需要。特別是自2015年新一輪電改啟動后，上網(wǎng)電價逐步放開，發(fā)用電雙方協(xié)商形成的電價主要對電能量價格進行博弈，輔助服務(wù)成本已逐漸與上網(wǎng)電價剝離，輔助服務(wù)資金入不敷出的問題愈發(fā)明顯，難以對電儲能等新型靈活性資源形成有效激勵。

      考慮到新能源發(fā)電規(guī)模不斷提升加大輔助服務(wù)需求，未來發(fā)電企業(yè)承擔(dān)輔助服務(wù)成本的壓力還將持續(xù)提升，將電力用戶納入分攤機制已是勢在必行。用戶側(cè)參與輔助服務(wù)成本分攤一方面可填補輔助服務(wù)資金不足的缺口，更多用戶側(cè)靈活性資源納入輔助服務(wù)市場也可增大靈活性資源供給，降低上游發(fā)電企業(yè)靈活性改造成本。

      監(jiān)管方式

      《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確儲能設(shè)施不得納入輸配電價突出反映了當(dāng)前儲能實現(xiàn)多元價值面臨的困境。作為具有自然壟斷特性的公共事業(yè)公司，電網(wǎng)企業(yè)往往被認為應(yīng)聚焦輸配電主營業(yè)務(wù)，而非參與競爭性市場。電網(wǎng)企業(yè)投資和運行儲能資產(chǎn)可能破壞電力市場公平競爭環(huán)境。但也需要看到，作為快速成熟的電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)技術(shù)，儲能對傳統(tǒng)輸配電設(shè)施的替代效應(yīng)日益明顯，合理配置儲能設(shè)施可降低電網(wǎng)綜合投資成本，簡單地將儲能排除在電網(wǎng)投資選項外，并不利于降低電力系統(tǒng)綜合供電成本。

     目前社會資本難以通過價格信號參與電網(wǎng)側(cè)儲能的投資和運行，電網(wǎng)企業(yè)在現(xiàn)階段作為電網(wǎng)側(cè)儲能價值發(fā)現(xiàn)者的作用難以替代。儲能監(jiān)管的復(fù)雜之處在于其應(yīng)用場景繁多、應(yīng)用功能多樣，且貫穿于發(fā)電、輸配電、用電各環(huán)節(jié)，部分應(yīng)用的價值可從市場中得以體現(xiàn)（如調(diào)峰、調(diào)頻），而部分應(yīng)用功能短期內(nèi)還需通過價格監(jiān)審傳導(dǎo)成本（如輸配電服務(wù)）。

      因此，應(yīng)基于儲能在不同時間、不同地點所提供的特定服務(wù)對其進行管理，而非在資產(chǎn)屬性層面實行“一刀切”。如若安裝儲能有助于降低或延緩電網(wǎng)線路投資或體現(xiàn)安全應(yīng)急價值，應(yīng)允許電網(wǎng)企業(yè)自主投資或采購第三方儲能服務(wù)的資產(chǎn)和成本納入輸配電價核定體系；與此同時，應(yīng)對輸配電線路的利用率進行考核，提高輸配電線路利用率的儲能，也理應(yīng)得到相應(yīng)的經(jīng)濟補償。不論是電力系統(tǒng)調(diào)峰還是可再生能源消納，單一的能量型應(yīng)用都難以補償電化學(xué)儲能的充放電成本，多元應(yīng)用價值的疊加是相當(dāng)一段時期內(nèi)儲能實現(xiàn)商業(yè)化運行的必然選擇。

      此外，在儲能充放電定價過程中應(yīng)對儲能實際轉(zhuǎn)移電量與效率損失電量加以區(qū)分，對效率損失部分電量視為終端電力消費，對于儲能放電電量，若放電對象為一般電力用戶，則仍應(yīng)視為終端電力消費，若放電對象為電網(wǎng)企業(yè)，則應(yīng)減免相關(guān)稅收、基金及電價附加。

02

總結(jié)與建議

      隨著可再生能源滲透率的提升和電儲能成本的下降，電儲能參與輔助服務(wù)市場的競爭力正在不斷增強，而現(xiàn)行電力輔助服務(wù)機制在定價機制、成本分攤以及監(jiān)管方式層面已無法適應(yīng)市場的需要。因此，有必要完善電力輔助服務(wù)政策設(shè)計，以更好地反映靈活性資源的技術(shù)特質(zhì)。

      在定價機制層面，應(yīng)加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，給予各類靈活性資源種類更豐富的市場參與方式和更穩(wěn)定的價格信號。在成本分攤層面，應(yīng)分期分批逐步將輔助服務(wù)費用分攤擴展至用戶側(cè)，近中期參與市場化交易的用戶應(yīng)合理承擔(dān)輔助服務(wù)費用，未來競爭性市場下過渡至全部用戶承擔(dān)，并通過輸配電價、目錄電價或分時電價等進行傳導(dǎo)，形成“誰受益即誰付費”的市場基本邏輯。在監(jiān)管層面，應(yīng)改變基于資產(chǎn)屬性的“一刀切”，轉(zhuǎn)而采取基于功能定位的更為靈活的監(jiān)管方式，同時鼓勵第三方儲能服務(wù)等商業(yè)模式創(chuàng)新，幫助靈活性資源在電力市場中實現(xiàn)多元應(yīng)用價值。