独家丨能源局人士解读储能新政：六大核心内容&下一阶段政策思考，业内必读！
近年来，随着我国可再生能源的快速发展和能源互联网等概念的兴起，以及“三北”地区调峰、调频需求的增加和弃风、弃光问题的凸显，电储能以其特有的技术优势，逐步在可再生能源消纳、分布式发电、微网等领域得到运用，电储能产业也越来越受到重视。
但由于电储能技术成本普遍较高、价格机制不明确、配套支持政策少等原因，电储能技术在我国还没有实现大规模商业应用，电储能在电力系统和电力市场中的定位也有待进一步明确。
对此，国家能源局于近期出台了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管〔2016〕164号，以下简称《通知》），通过建立电储能参与的辅助服务共享分摊新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰、调频方面的优势，推动我国储能产业健康发展。
文丨宋伟宁
供职于东北能监局，长期从事电力市场设计监管，辅助服务补偿与区域辅助服务市场设计
1
《通知》出台的产业背景
技术方面，随着电储能研发的持续投入、生产的规模化效应以及示范项目的开展，国内外电储能技术取得明显进步，新型电储能技术朝着价格更低、寿命更长、功率更大、配置和建设更加灵活的方向快速发展。
具体来说，电储能已经具备几个方面的技术优势：
功率外特性好，以成熟的电力电子技术为基础，实现快速、精确的功率输入、输出，此方面较常规机组优势明显；
系统规模大，用于调频的电储能系统已经做到万千瓦级别，用于调峰的电储能系统已经做到十万千瓦级别，规模效应显现，单位造价也随之稳步下降；
运行寿命长，用于调频的储能系统设计寿命已经可以达到10年以上，其中电力电子设备的设计寿命超过15年，实现一次投资，长期受益；
运行可靠性高，北京石景山热电厂2兆瓦锂离子储能调频系统在高频度充放电转换运行工况下可用率达98%以上，美国纽约州的20兆瓦飞轮储能系统可用率达97%以上；
调峰型电储能设施建设周期短，选址要求低，工程施工难度小，此方面较抽水蓄能电站优势明显。
政策方面，我国已将储能作为能源技术创新的重点领域：
国家发展改革委、国家能源局今年联合印发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》（发改能源〔2016〕513号），将“先进储能技术创新”作为未来一个时期我国能源技术革命创新的重点任务之一；
国家发展改革委、国家能源局今年联合印发的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源〔2016〕392号）提出，推动集中式与分布式储能协同发展，实现集中式（主要是发电侧）储能系统与新能源、电网的协调优化运行，实现分散式（主要是用户侧）储能设备的混合配置、高效管理、友好并网。
《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文件）要求，适应电网调峰、调频等辅助服务新要求，按照“谁受益、谁承担”的原则建立辅助服务分担共享新机制。
而调峰、调频服务正是电储能优势所在，“谁受益、谁承担”为电储能参与辅助服务指明了原则和路径。因此，试点电储能参与电力辅助服务补偿（市场）机制也是国家能源局落实电力体制改革要求、释放改革红利的一项重要举措。
2
《通知》核心内容解读
要点一：试点范围为“三北”地区。
之所以选择华北、东北、西北地区开展电储能参与电力辅助服务补偿（市场）机制的试点，是因为：
“三北”地区系统调峰压力大，冬季热电矛盾突出，风电、光伏入网消纳困难，因此有利于发挥电储能技术对于调峰和消纳可再生能源的积极作用；
“三北”地区调频、调峰补偿标准普遍较高，有利于电储能投资者较快收回投资，并获得收益；
“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制探索相对超前，如华北地区实现了AGC按效果计算、付费，东北地区建立了调峰辅助服务竞价市场，能够更好的体现电储能技术特性的价值。
值得注意的是，《通知》并不排斥“三北”之外的地区开展电储能相关探索，毕竟调峰困难已成为全国电力系统的普遍问题，一些水电大省调峰弃水情况十分严重，存在较大调峰需求。
要点二：试点内容体现“条块结合”。
纵向上看：试点内容涵盖了电储能设施从投资规划，到生产运营的各主要环节；
横向上看：试点内容覆盖了发电、用户两端，既包括新能源基地、火电厂内部等发电侧，又包含小区、楼宇、工商企业等范围广大的用户侧；
从产品性质上看：电储能主要为整个电力系统，或者一些特定的对象提供调频、调峰两种服务。
要点三：首次明确电储能作为独立的电力市场主体的地位，确立电储能服务的商品属性。
目前国内示范运行或者商业运行的电储能设施，普遍采取与火电机组或者风电场联合运行的方式参与调峰、调频，即所谓“藏在”电厂（场）里面运行。这主要是由于电储能设施兼有电源和用户两种功能性质，在电网企业现有的接网、调度、结算模式下，在目前的政府核准、许可以及电力市场规则下，电储能设施都没有现成的归类，也没有独立、清晰的身份地位。
《通知》明确发电侧、用户侧的电储能设施，在符合一定标准的前提下，可以作为独立主体参与辅助服务，实际上是将电储能视为独立辅助服务提供者，给予其一个与发电企业、售电企业、电力用户地位相当的电力市场主体资格，这对我国储能产业的发展具有历史意义，将对下一阶段储能产业发展起到积极促进作用。
要点四：鼓励电储能投资主体的多元化。
发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业均可以投资建设电储能设施，打破了以往电储能设施主要建在发电厂（场）内部、仅作为发电企业一个模块的局限，更为将来电储能商业运营模式的多样化留下具大的想象空间，充分体现了政策的开放性。
《通知》特别强调各地规划集中式新能源基地时，应当配置适当的电储能设施，通过发挥电储能移峰填谷和快速响应方面的优势，促进可再生能源消纳。
要点五：明确和细化电储能设施充放电价格机制。
在发电侧的电储能设施，放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂与电网企业或者电力用户签订的相关合同电价结算。
在用户侧建设的电储能设施，主要参与调峰辅助服务，其选择相对要多一些：
充电电量既可以从电网企业以用户目录电价中的低谷电价购买，也可以通过电力直接交易，以市场价购买火电、弃风电等低谷电量；
放电电量既可以选择自用，也可以视为分布式电源就近向电力用户出售；
在获得充放电价差利益的同时，用户侧电储能另外从辅助服务补偿（市场）中获得一定收益。
要点六：设立电储能设施参与辅助服务的门槛。
《通知》要求在发电侧作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上，并且持续充电时间应在4小时及以上。
这主要是考虑参与调峰的电储能装置必须接受电力调度机构的统一调度指挥，其一次、二次设备以及信息通讯都必须满足电网各项标准和规定。电储能设施如充电功率低、持续充电时间短，对省级电网一天之内移峰填谷的作用就很有限，不但费效比不高，还有可能给电网运行管理带来额外的负担和风险。
3
《通知》对有关各方提出的要求
要求一：电网企业要“服好务”。
《通知》对电网企业提出三点要求：
主动为电储能设施接入电网提供服务；
积极协助解决试点过程中存在的问题；
按规定及时结算辅助服务费用。
此外，还明确用户侧电储能设施按照已经相对成熟、规范的分布式电源相关政策执行，以解决电储能设施接网、计量、结算等关键环节可能遇到的问题。
要求二：调度机构要“负好责”。
电力调度机构负责监测、记录电储能实时充放电状态，从而为电储能参与辅助服务补偿（市场）提供计量数据和结算依据。同时电力调度机构还要根据电网运行需要以及辅助服务市场规则，指挥相应的电储能设施进行充放电。
要求三：电储能经营者要“练好内功”。
电储能设施经营运行单位应主动加强设备运行维护，在保证电储能设施安全、可靠，并严格执行各类安全标准和规定的基础上，不断提升电储能的运行性能，同时配合电力调度机构进行实施充放电信息接入。
此外，电储能企业要做好参与市场准备，提高竞争意识和客户服务意识，客观分析自身的优势、劣势，选择合适的技术路线和商业模式，做好经营风险防控。
要求四：政府部门要做好组织协调。
一是各有关部门应做好试点的组织协调和督促落实工作，支持电储能项目的投资建设；
二是国家能源局派出机构应尽快完善现有辅助服务补偿机制，为电储能参与辅助服务搭建好制度平台；
三是国土、水利、环保、城乡规划等部门给予试点项目必要的支持，优先开展相关工作。
4
关于下一阶段电储能相关政策的初步思考
思考一：应加快电储能参与辅助服务试点的进度。
目前试点的重点已经不是检验电储能的技术可行性，而是促成电储能产业的商业化发展和规模化、规范化应用。从2010年开始，我国各级政府、电网企业、发电企业、科研单位、储能企业分别开展了若干示范项目，主要是检验电储能技术可行性，解决工频耐压、故障穿越和监控系统安全防护等技术障碍。
下一阶段则应以应用为主，着力探索出电储能参与辅助服务的多种模式，在此基础上加快试点推广进度，解除试点个数限制，早日实现电储能技术大规模商业化应用。
思考二：更好发挥市场机制作用促进电储能产业发展。
《通知》已经为电储能提供了多渠道盈利的可能性，比如充放电价差和辅助服务补偿，但不是所有的发电企业和电力用户都能在目前的电储能成本下，通过投资建设电储能设施获利。
电储能从示范、试点到大规模应用，必然会经历一个过渡阶段。在此阶段，政府的作用是搭建平台、创造条件，而不应倾向于某些具体的技术路径或运营方式，也不宜推出过大范围、过高额度的补贴政策。让一些不适应市场需求的电储能技术和商业模式自然淘汰，引导电储能企业适应市场化竞争，电储能企业才有更强的动力去降低成本。过渡阶段更应该继续发挥企业的自主能动性，这对具有创新精神和技术、成本优势的储能企业来说也更加公平。
思考三：研究发电、用户、电网三方电储能应用的统筹发展机制。
从美国、德国、澳洲部分地区和日本已经出台的储能补贴政策来看，普遍直接补给了终端电力用户，政策的倾向性明显，主要原因有两点：
一是用户侧电储能商业模式清晰，技术路线的问题交给用户自主选择；
二是相对发电侧，电储能在用户侧可以实现更多样的应用。从中远期来看，用户侧以及售电侧放开是我国本轮电改的亮点，用户侧电储能市场必然会逐步打开，市场空间十分广阔。
但从中短期来看，发电侧大型储能电站相对于用户侧小型电储能设施，具有规模大、服役快、土地成本低、电网配套投资少、特殊政策需求小等方面的优势，对快速、大范围的解决各地调峰、调频资源不足问题现实意义巨大，能够在中短期内促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光、弃水、弃核问题，提高电网安全稳定运行水平。
此外，研究建设独立的电储能装置作为电力系统的常规可控设备参与调度运行，能够挖掘电储能更广的应用途径和更稳定的运营方式。
可见，电储能在不同的位置、环节、时期的作用和定位是不同，是可优化协调的，因此开展发电侧、用户侧、电网侧电储能应用的统筹发展机制研究十分必要，能够为将来出台相应的电储能规划和产业政策提供依据。
5
结语
国家能源局试点将电储能纳入辅助服务补偿机制（市场），这是我国电储能产业走向商业化应用的重要里程碑。
国家能源局及其派出机构将本着积极稳妥的原则，密切跟踪试点相关情况，及时分析不足、总结经验、完善规则，争取早日实现电储能常态化、规模化、市场化参与辅助服务，促进我国电储能产业健康发展。
END
出品 | 中国能源报（ID：cnenergy）
责编 | 赵唯 卢奇秀
欢迎分享给你的朋友
推荐阅读
👇