專家觀點：各地根據(jù)自身資源稟賦和能源發(fā)展實際需求，在區(qū)域范圍內先行先試儲能價格疏導機制更具操作性，既可紓解企業(yè)投資儲能的壓力，也能堅定市場對儲能產業(yè)發(fā)展的信心。
10月27日，青海省發(fā)改委發(fā)布《“關于大力支持我省儲能行業(yè)發(fā)展的提案”——政協(xié)青海省第十三屆委員會第一次會議第2023015號提案答復的函》，提出按照“誰提供、誰獲利、誰受益、誰承擔”原則，建立各類市場主體共同參與的共享儲能價格補償機制，并計劃年內出臺新型儲能價格疏導政策，推動輔助服務補償費用向用戶側傳導，由發(fā)電側和用戶側共同承擔。
事實上，業(yè)內對新型儲能成本疏導政策的呼吁由來已久。對于新型儲能存在的投資額較大、有效利用率不高、社會主動投資意愿較低等問題，國家層面已經(jīng)明確，建立符合電力市場化發(fā)展階段的儲能成本補償機制。在此背景下，多地先行先試，根據(jù)儲能發(fā)揮的價值給予回報。
成本疏導需求迫切
儲能是新型電力系統(tǒng)的關鍵支撐技術，但在實際推廣中，其投資建設成本多由新能源電站單一主體“買單”，這一模式備受行業(yè)詬病。
據(jù)《中國能源報》記者了解，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%—10%;風電場配建同等容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%—20%，內部收益率降低0.5%—20%。盡管今年儲能價格出現(xiàn)下降，但對于新能源企業(yè)來說，依然是一個沉重的負擔。
不少業(yè)內人士認為，儲能具有調峰調頻、備用電源、黑啟動等多重價值，對電源、電網(wǎng)和用戶都有利，應基于儲能給電力系統(tǒng)帶來的系統(tǒng)性價值，由受益主體共同承擔成本。一方面，業(yè)內呼吁按照“誰受益、誰承擔”原則疏導成本;另一方面，市場也在實踐中探索出一些可行的商業(yè)模式，增加項目收益。比如，儲能電站參與中長期、電力現(xiàn)貨市場交易，削峰填谷，進行容量租賃等。
但實際效果并不盡如人意。中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長岳芬向《中國能源報》記者指出，儲能投資回報機制不夠清晰，價格制度和補償機制尚不完善。國內新能源配儲尚未參與現(xiàn)貨和中長期市場，收益來源單一，僅有減少棄風棄光作用，其年有效利用次數(shù)較少，無法支撐儲能電站回收成本。完善儲能成本補償機制、解決儲能經(jīng)濟性問題的需求十分迫切。
“不同于風電、光伏，儲能本身不產生能源，在電力系統(tǒng)中扮演著存儲和調度角色。”有業(yè)內專家向《中國能源報》記者坦言，我國儲能產業(yè)尚處于發(fā)展初期，市場化仍在探索中，仍然需要扶持性政策的支撐。
具體措施仍待細化
為促進儲能產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，推動社會參與儲能投資建設和運營的積極性，2022年4月，國家發(fā)改委發(fā)布《完善儲能成本補償機制 助力構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)》，明確加快制定各類儲能在不同應用場景下的成本疏導機制。此前，國家發(fā)改委還曾發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，提出探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。
“配儲增加新能源使用，必然會增加電力安全調節(jié)成本，而我國非工商業(yè)用戶電價已經(jīng)有20年沒有進行過調整。”有知情人士向《中國能源報》記者透露，相關部門在短時間內難以達成一致意見，導致國家層面的儲能成本疏導政策遲遲不能出臺。
“‘誰受益、誰承擔’是儲能成本疏導的大方向，但具體怎么落實還存在較大分歧。一方面，市場對成本疏導至用戶側的反對聲音較大;另一方面，儲能技術路線眾多，技術情況和成本結構相差較大，難以取得共識。”上述業(yè)內專家指出，各地根據(jù)自身資源稟賦和能源發(fā)展的實際需求，在區(qū)域范圍內先行先試更具操作性，既可紓解企業(yè)投資壓力，也能堅定市場對儲能產業(yè)發(fā)展的信心。
《中國能源報》記者注意到，多地已經(jīng)出臺政策文件，在容量電價、輔助服務等方面進行成本疏導。比如，新疆明確，投運的獨立儲能先行按照放電量實施0.2元/千瓦時的容量補償，2024年起逐年遞減20%直至2025年。南方電網(wǎng)電力調度明確，南方區(qū)域調頻輔助服務市場費用向廣東、廣西、海南、貴州用戶側疏導。
“目前，儲能成本疏導還缺乏具體的操作細則。比如，向各類市場主體分攤是否包含用戶主體?按照何種方式分攤?分攤占比是多少?這些核心問題都還有待明確。”華北大學電力教授鄭華說。
綜合考慮避免偏頗
儲能成本疏導是一項急切又矛盾重重的復雜課題，此前單靠行政手段推動，由此導致的“價格戰(zhàn)”、無序競爭等弊端已經(jīng)顯現(xiàn)。在電力市場改革過渡期和儲能成本相對較高的當下，有必要研究設計合理的價格機制，讓利益相關方承擔合理費用，獲得收益。
針對儲能成本補償機制的發(fā)展方向，岳芬建議，在電網(wǎng)側獨立儲能方面，對有保供需求的省份，在電力市場建設過渡期，可基于充放電次數(shù)，按照放電量額外補償?shù)恼撸剿鹘Ⅲw現(xiàn)儲能容量價值的容量拍賣或市場競價交易機制;在新能源配儲方面，要加大新能源進入市場的交易比例，同時推動新能源和儲能作為聯(lián)合主體參與市場，增強新能源電站在市場交易中的競爭力。
上述業(yè)內專家認為，政策要有一筆清楚的價格賬，隨著技術進步和規(guī)?；瘧猛茝V，儲能成本逐步呈下降趨勢。要及時掌握各類儲能技術發(fā)展進程，深入分析各類儲能技術的成本造價、功能類別和應用場景，為價格政策制定提供數(shù)據(jù)支撐。
“新型儲能的價值需要結合各地真實需求來衡量。各地電力系統(tǒng)對靈活性資源客觀需求存在較大差異，并存在存量靈活性資源和增量靈活性資源、新型儲能與其他靈活性資源、靈活性資源市場化機制與電力現(xiàn)貨市場機制的協(xié)同問題。”鄭華強調，儲能成本補償機制要納入統(tǒng)一電力市場體系中綜合考慮，不能顧此失彼。
文 | 中國能源報 記者 盧奇秀
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