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完善新型储能价格形成机制的思考及建议

作者:刘思佳 尤培培 来源:能源研究俱乐部 发布时间:2021-09-06 浏览:
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完善新型储能价格形成机制的思考及建议

刘思佳  尤培培

(国网能源研究院有限公司)

实现“碳达峰、碳中和”目标是我国的重大决策部署,对构建清洁低碳、安全高效能源体系提出更高的要求。新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备,对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。近期国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,对完善政策机制,营造健康市场环境作出安排,明确提出健全新型储能价格机制。健全新型储能价格机制需考虑多种因素影响,既要通过有效的价格信号,引导电储能项目有序规范建设和安全高效运行,吸引多元化的社会资本投资储能建设,又要考虑储能发展阶段和我国电力市场建设进程,避免激励过度,防范一哄而上增加系统成本的风险。

一、国外新型储能政策分析

美欧日韩等发达经济体的储能政策主要聚焦实现2030年储能技术突破、建立具有全球竞争力的储能产业,以及允许储能参与电力批发市场。多个国家的能源主管(特别是美国)认为开发低成本长时储能是提高电网效率和安全性的关键。

(一)美国

一是聚焦引领储能发展,力图实现2030年储能技术突破。

2020年12月,美国能源部(DOE)发布了一份《储能大挑战路线图》报告,进一步提升了储能发展战略地位。通过“三大课题”和“五大路径”层层推进美国在储能领域的发展,打造以终端使用为目标、研发和产业相结合的完整的储能产业链,最终构建、维持美国在储能技术领域全球的领先地位,实现2030年美国本土制造能够满足美国所有市场需求的储能技术,并达到“本地创新,本地制造,全球部署”的终极目标。报告中重点探讨了储能领域三个不同的技术方向,包括:双向电力储能技术,化学储能和热储能技术,灵活性电源和可控负荷,其中在双向电力储能技术中重点探讨分析了锂离子电池、钠系(含钠离子、钠基金属电池)二次电池、铅酸电池、锌体系二次电池、还包括其他金属(镁、铝)体系电池、液流电池、可充电燃料电池、电化学电容器在内的电化学储能技术以及抽水蓄能、压缩空气、液态空气、重力储能等机械储能技术。

2020年12月,美国国会立法通过了Better Energy Storage Technology(BEST)法案,该法案将在未来五年内为联邦政府在储能技术研究、开发和示范方面的创新投资提供10亿美元的资金支持。该法案为各州、公用事业公司和储能企业建立了一个新的竞争性拨款计划,以在不同应用场景部署储能。

2021年1月,美国能源部宣布拨款4700万美元支持含储能在内的变革性能源技术。将支持整个能源领域具有潜在颠覆性的新技术,加速能源创新技术由实验室向商业转化,包括新型电动汽车动力电池、数据中心效率、电网现代化、减排和储能的进一步发展。

2021年3月,美国能源部宣布,西北太平洋国家实验室(PNNL)投资7500万美元的Grid Storage Launchpad将开始设计和建设,它将促进清洁能源使用,并加快低成本长时电网级储能项目的开发和部署。

二是推动储能参与电力批发市场。

2020年7月,美国联邦上诉法院宣布,维持美国联邦能源管理委员会(FERC)第841号令,FERC对储能如何与其监管的州际输电市场相互作用具有管辖权。这为美国的输电网络运营商开放储能市场扫清了道路。FERC第841号令允许储能资源参与主要区域输电运营商(RTO)和独立系统运营商(ISO)电网服务区域运营的批发市场。在FERC841法案下各独立系统运营商为适应储能物理特性,在能量市场、辅助服务市场、容量市场、输电资产方面做出了各种的机制探索。

2020年9月,FERC发布了第2222号令,提出美国大部分地区的区域电网和电力市场运营商允许在用户侧部署的分布式储能系统参与批发市场。

三是通过联邦投资税收抵免支撑储能发展。

目前,储能系统只有在与符合投资税收抵免(ITC)资格的可再生能源发电设施配套部署时,才能获得投资税收抵免。美国联邦的ITC规定,如果为电池储能系统充电的电力75%以上来自其连接的太阳能发电设施(而不是电网),则可以获得税收抵免优惠。

美国新法案提议将独立部署储能系统纳入ITC。在美国总统拜登提出的美国2022财年1.52万亿美元的预算方案中,包括了制定符合美国联邦ITC条件的独立部署储能项目的政策。

(二)欧洲及澳大利亚

欧盟。欧盟委员会创建的电池技术创新平台——“电池欧洲”(ETIP Batteries Europe)在2021年初发布了《电池战略研究议程》,从电池应用、电池制造与材料、原材料循环经济、欧洲电池竞争优势四方面提出了未来十年的研究主题及应达到的关键绩效指标,旨在推进电池价值链相关研究和创新行动的实施,加速建立具有全球竞争力的欧洲电池产业。

2021年1月,欧盟委员会批准了29亿欧元,用于支持电池储能领域的研究,提高本地区电池制造能力,降低对第三方的依赖。重点支持本地的电池企业,包括产业链中上下游企业,其中名单包括Tesla、宝马以及日本生产石墨负极的Tokai Carbon公司、Northvolt以及Enel公司。我国及韩国计划在欧洲投资建设电池公司的企业不在上述名单之中。

英国。2016年以来,英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。英国从2016年开始允许包括电化学储能在内的新兴资源参与容量市场,容量市场允许参与容量竞拍的资源同时参与电能批发市场,促进了英国储能装机容量快速提升。2017年,英国将储能纳入“英国智能灵活能源系统发展战略”,使储能具备参与英国电力市场的合理身份,并肯定其作用。英国天然气和电力市场办公室(OFGEM)于2019年6月对储能定义进行了修订,将储能系统归类为发电设施。这一举措否定了原来具有争议的储能系统双重收费政策,即将储能系统作为用电设施进行收费的同时,又作为发电设施收费。这种双重收费政策在欧洲各国普遍采用。储能系统成为发电设施的优势是能够在业界已经熟悉的规则中工作,并且业界厂商了解储能系统如何适应这些规则。

2021年,英国政府拨款9200万英镑支持储能在内的下一代绿色技术。其中6800万英镑用于进一步发展储能技术,以支持未来的可再生能源系统。英国能源部长Anne-Marie Trevelyan表示长时储能有望成为一个更智能、更灵活的低碳能源系统的关键组成部分,从而最大限度地利用可再生能源发电。这种储能技术可以在很长一段时间内(包括数月或数年)储存风电和太阳能发电,以及热能。

澳大利亚。澳大利亚国家电力市场(NEM)是单一电量市场,采用稀缺电价机制。NEM总的储能系统采用现有市场参与者类别的框架,有双重身份:就电力供应而言,与发电机有关;在购买方面,与电力消费者有关。澳大利亚能源市场委员会(AEMC)发布《国家电力修改规则2016》,提出将辅助服务市场开放给新的市场参与者,大大增加了储能参与澳大利亚电力辅助服务市场的机会,不仅有助于增加澳大利亚调频服务资源的供应,还能够降低调频服务市场价格。AEMC发布《国家电力修改规则2017》,旨在通过界定用户侧资源的所有权和使用权,明确用户侧资源可以提供的服务,来避免用户侧资源在参与电力市场过程中遭遇不公平竞争。2017年11月,AEMC将国家电力市场交易结算周期从现行的30分钟改为5分钟。这一机制不仅能够促进储能在电力市场中实现更有效的应用并获得合理补偿,还将推动基于快速响应技术的更多市场主体以及合同形式的出现,对储能在电力市场中的多元化应用产生重要影响。频率控制辅助服务(FCAS)市场是NEM运营的大型电池储能系统获得收入的主要驱动力。2020年,FCAS收入占到霍恩斯代尔电池储能系统总收入的96%以上。

澳大利亚近期的系统完整性保护计划(SIPS)合同对我国开展电网侧储能电站招标具有一定的借鉴意义。澳大利亚维多利亚州能源、环境和气候变化部长宣布,已经指示澳大利亚能源市场运营商(AEMO)与储能开发商Neoen和储能技术提供商特斯拉签署建设一个名为“Victoria Big Battery”电池储能系统合同。这个大型电池储能系统将为维多利亚州与新南威尔士州之间的跨州输电通道增加250MW输电容量,从而通过减轻计划外负载降低意外停电的可能性。为了使该项目符合条件,AEMO授予了一份为期10年的系统完整性保护计划(SIPS)合同。

AEMO进行了技术中立的竞争性两阶段招标过程,以确保获得最优报价,并为维多利亚州的用电客户带来最佳价值。该储能系统带来的批发电力价格下降将意味着维多利亚州用户将为他们的电力支付更少的费用。独立分析显示,在SIPS服务上每花费1澳元,收益对成本的比率为2.4澳元。

(三)韩国和日本

韩国、日本以成为储能上下游技术的引领者为战略目标,通过资助项目扶持本土储能企业发展。

韩国将打造具有全球竞争力的储能产业作为政策支持的重心。2011年起,韩国知识经济部(MKE)投入大量资金用于储能技术开发和储能市场构建。为培育储能全产业链供应商,韩国的储能技术研究领域贯穿上游的电池和元器件生产技术,以及下游的工程EPC、项目开发和软件开发等。在政策的支持下,三星SDI和LG Chem等企业已跃升为全球储能电池行业的龙头。

日本没有出台专门针对储能产业的政策,而是通过资助重大项目的方式扶持本土电池储能企业发展。截至2020年,日本国内累计相关投资达5万亿日元。以钠硫电池为例,日本政府不仅在前期研发阶段提供无偿资金支持,从技术、市场、示范项目等多个方面进行扶持,而且在其投入商业化运作后,仍继续给予补贴。日本持续性的补贴政策不仅推动了电池技术的快速成熟与应用,提升了电力用户的灾备能力,也带动了日本锂离子电池厂商快速提升全球竞争力。

二、健全新型储能价格形成机制需考虑的关键问题

一是适应新型储能的客观发展阶段,如何实现政策技术中立性,鼓励多元发展,促进技术突破。尽管现阶段一些储能技术的应用在局部地区的特定场景、特定时段体现出优越的技术竞争优势,但总体上储能目前仍处在技术和商业发展的初期,储能成本下降和技术提升的速度存在较大不确定性。充分考虑新型储能技术仍处于快速发展阶段尚未成熟的现实情况,需要对各种新型储能技术同等对待,为各种技术类型公平竞争创造良好条件,以良性竞争促进技术创新、推动产业发展。

二是适应我国电力市场建设进程,如何分阶段形成合理的价格信号体现储能价值。储能参与电力市场的价值可分为三个方面:容量价值、能量价值和辅助服务价值。理想情况下,储能可参与不同市场、提供不同的能源服务,并通过相应的价格机制获得收益。现阶段,我国电力市场的建设还不成熟。仅有部分试点省区正在建立现货市场并启动了连续模拟试运行;电力辅助服务市场仍处于初级发展阶段,产品种类仍不健全;容量市场尚未建立。在世界主要工业化国家争相建立具有全球竞争力储能产业的关键时期,促进我国新型储能产业健康快速发展的价格机制不能等待我国电力市场建设的成熟,需要与电力市场建设进行有效衔接推进。

三是适应我国当前“双轨制”的现实情况,基于应用场景合理划分新型储能分类,实现分类施策。考虑我国上网、输配、销售的电价机制现状,根据储能在电力系统中的位置不同,应将新型储能分为电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。其中,电网侧储能又包括两类:电网替代性储能设施和电网侧储能电站。

电源侧储能主要服务所配套电源,优化电源上网供电曲线,支撑风电、光伏等非化石能源电源符合电源可控性要求,降低市场收入风险,增加发电收入。目前的上网电价机制虽然尚未直接充分体现各种辅助服务及可控容量等价值构成部分,但总体上涵盖了电源侧包括电力平滑、频率跟踪和电压支撑能力等在内的整体电力价值。现阶段要求新能源配储能具有一定合理性,即现阶段电源侧储能的成本疏导机制应遵循先向电源侧疏导再间接传导到用户的基本逻辑。以支持“电源+储能”商业模式为核心,进一步完善电源侧储能价格形成机制,推动新型储能与所配套的电源一起参与电力市场;同时,加快推进电力市场建设完善市场价格机制,进一步体现电源侧储能价值。

用户侧储能主要服务所配套的用户,通过优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用,降低用户用能成本,提升用户供电可靠性。以推动形成合理的峰谷电价价差为核心,进一步完善用户侧储能价格形成机制,与所配套的用户一起参与电力市场;同时应推动形成合理的用户分时电价、完善需求侧响应可中断负荷电价机制,支持用户侧储能价值的充分发挥。近日,国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》,从六个方面对现行分时电价机制作了进一步完善,其中一大亮点就是合理拉大了峰谷电价价差,这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。

电网替代性储能设施,不能独立运行,而是作为电网建设的一种技术手段,可以明显减少变电容量及输配电线路的建设,降低电网投资。需履行必要的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设,纳入输配电有效资产,通过输配电价回收。

电网侧储能电站,可以独立运行,接受电网统一调度控制,具备调峰、调频、事故备用等功能,用以保障公共电力系统安全稳定运行或提升其整体经济性。在尚不具备完全通过市场形成价格的情况下,与电力市场建设发展进程相适应,建立电网侧储能电站竞争性电价机制。电网侧储能电站收入由电力市场竞价收入和容量招标收入两部分构成。为鼓励储能电站提高利用率、积极参与市场,对于在招标合同明确的合约量(年计划利用小时、计划调频里程等)以内的服务,储能电站参与电力市场的收益需冲抵对应的容量招标收入;对于储能电站在合约量以外服务,从电力市场获得的收入由储能电站享有。

三、相关建议

一是现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主,基于电源侧、电网侧、用户侧储能的不同特点针对性完善价格机制及市场机制,有效发挥价格信号的指挥棒作用;电网侧储能更多作为电源侧储能配置不足情况下的紧急补充或者作为技术引领探索试点项目,应做好电网侧储能容量招标的总量及总费用限制,避免资源浪费。

二是应为未来储能行业大发展做好政策研究储备和预留相应价格空间。未来低成本长时储能将是低碳能源系统的关键组成部分,储能产业的健康发展将显著提升我国全球竞争力和影响力。

三是建议政府相关部门在税收、研发投入等方面加强对储能行业的支持力度,共同推动形成具有全球竞争力的储能产业。

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