电源侧储能发展亟待破局

表1 电源侧储能应用主要场景对比

  目前，火电配储的政策支持维度相对单一，主要为鼓励参与电力辅助服务市场。国家能源局此前公布的《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》等文件，为火电配储联调项目确立了补偿机制。目前山东、河南、甘肃、湖北等12个省（自治区、直辖市）发布了关于火电机组参与电力辅助服务市场的政策，以鼓励提供调峰、调频等电力辅助服务为主。

  （三）火电配储典型省份分析——以广东为例

  随着新能源装机规模的不断增大，电力系统对灵活性资源的需求也在逐渐上升，而火电厂通过加装储能，可提升火电厂调节性能，在短期之内增加电力系统灵活性调节资源。随着相关补偿机制的建立，火电配置电化学储能提供调频等电力辅助服务已成为了较为经济的储能应用模式之一。

  从各省的装机规模和政策发布情况看，火电配储联调项目在广东、江苏、山西、内蒙古、浙江等地的已建、在建和中标项目不断增多，其中广东的火电配储发展规模相对领先，这与广东对火电配储提供电力辅助服务的补贴较高有关。2018年广东发布《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》，2019年9月份，广东调频辅助服务里程补偿首次超过1亿元人民币。2020年9月1日，随着《广东调频辅助服务市场交易规则》正式印发，广东正式启动了广东调频辅助服务市场。

三、电源侧储能发展趋势分析

  随着我国的新能源产业的蓬勃发展，风电、光电装机和并网规模的不断增加，行业对于新能源消纳和对电网调频的需求也在不断上升。但由于受到成本暂未有效疏导、考核标准缺失等相关因素的影响，在占据主要装机比例的情况下，运行情况并不理想，电源侧储能的价值未能完全发挥。

  在新能源配建储能方面，当前全国多地将配建储能作为新能源场站并网或优先调度的前置条件，然而强制配储虽然使得储能建设容量大幅增长，但由于其通常只服务于单一场站，建设成本往往由新能源企业单一市场主体承担，且商业模式比较简单，影响了新能源业主对配建储能的积极性。此外，多地采取“一刀切”式的配置标准，并未出台配套的具体使用和考核办法，使得储能与新能源尚未实现协调优化运行，储能实际作用难以充分发挥。总体来看，新能源配建储能整体存在着只重数量、轻视质量，只重建设、轻视运行的情况，若相关问题得不到解决，将进一步影响新能源配建储能电站的利用系数、利用率水平。

  在火电配储方面，提供调频辅助服务是火电配储的主要收益模式，虽然调频市场补偿价格较高，但调频辅助服务市场空间较小，火电装机增长空间有限，大量灵活性资源涌入调频市场将对调频价格造成较大冲击，将加剧市场价格波动和不确定性。从短期来看，一些火电在进行储能配置的改造后，将会获得该方面的收益。但从长期来看，火电配储在对装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组进行储能配置的改造的基础上，火电配储收益模式的发展还需要顶层设计、配套机制的不断完善，从而进一步拓宽盈利渠道，明确收益空间。

四、相关建议

  一是健全电源侧配储参与电力市场规则。政府及相关部门应当加快完善新能源配储电站、火电配储电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好融入电力市场。出台相关的税收优惠与投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策，对项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确；增加新能源配储电站提供调峰等电力辅助服务贡献的奖励，提升配建储能项目的积极性等。

  二是为电源侧配储的技术改造和转型提供相应的技术支持。深入探索储能技术在新能源配储和火电配储应用过程中的技术改造与升级面临的相关问题，应当涵盖各地新能源配储和火电配储最优配置比例、新能源配储电站转独立储能电站的技术改造、火电灵活性改造等，开发相关改造方案，为储能运营方提供相关参考及技术支撑。

  三是研究并出台新能源配储电站转独立储能电站的相关政策。研究制定新能源配储电站转独立储能电站的相关政策及规范，为新能源配储电站转向更为经济性的独立储能电站提供支持，并为政府、企业和相关机构提供政策解读服务，推动新能源配储在实际应用中发挥更大的作用。