山東試水新型儲能“兩部制電價”，意味著我國源側靈活性資源的容量電價機制正在逐步形成，將進一步激勵新型儲能的投資建設，提升電力系統靈活調節資源充裕度，對解決新能源爆發式增長帶來的時空不平衡問題具有重要意義。

當前已經建立的抽水蓄能和煤電機組容量電價機制，使我國電力安全穩定供應這塊“拼圖”日臻完善。近日，為充分發揮價格引導作用，支持新型儲能健康發展，山東省發展改革委、山東省能源局、山東能源監管辦聯合印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》(以下簡稱《措施》)，明確新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執行基于市場化模式的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制。

對此，業內專家告訴《中國能源報》記者，《措施》的發布，意味著我國源側靈活性資源的容量電價機制正在逐步形成，將進一步激勵新型儲能的投資建設，提升電力系統靈活調節資源充裕度，對解決新能源爆發式增長帶來的時空不平衡問題具有重要意義。同時，《措施》擴大了容量電價的適用范圍，有利于構建適合新型電力系統中靈活性資源的價格發現與成本回收機制，有利于形成電力市場多元化價值體系。

以市場化手段解決盈利問題

新型電力系統的雙高特點，對系統配置調節性設備提出更高需求。新型儲能作為必選項，卻一直面臨長期收益、容量價值得不到體現的困境。

不少業內專家向《中國能源報》記者分析，《措施》完善儲能容量電價，肯定了儲能在向電網送電時提供的容量價值，有利于發揮儲能調節速度快的優勢，可以讓儲能靈活地在調峰、調頻和各類輔助服務中發揮作用，對沖新型電力系統中非可控電源大增帶來的風險。

業內專家指出，《措施》在電源側、電網側、用戶側三種場景的新型儲能方面，均有亮點。

在電源側，《措施》引導火電和新能源與配建的新型儲能作為一個整體參與電力市場交易，有助于提升電源側新型儲能的利用率;在電網側，新型儲能可作為獨立市場主體執行市場化的“兩部制”上網電價，參與多樣化的輔助服務市場，從更多渠道獲得收益，同時保障新型儲能與新能源企業自主確定容量租賃價格;在用戶側，明確提升峰谷浮動系數約束比例，以擴大市場交易的峰谷價差，提高新型儲能的經濟性和利用率。

《措施》以市場機制作為主要手段，著力解決新型儲能資產利用率低、盈利能力不足等問題，相比單一的財政補貼更具可持續性。“《措施》最大的亮點是通過市場化機制從根本上解決新型儲能的調用、長期收益等問題，將問題回歸到新型儲能能否作為獨立主體參與電力市場的本質問題。”華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華分析，其中，電源側和用戶側的非獨立儲能只能依托其所在的市場主體參與電力市場交易，比如，新能源配儲、傳統電源配儲和用戶側配儲的聯合運營機制，電網側獨立儲能則作為獨立主體有了明確的充放電價格機制等。

“此外，《措施》規定根據山東省新能源項目推進和電力系統調節能力建設需求，合理確定儲能的區域布局和投運時序，可以促進電網側新型儲能發揮系統性、全局性作用。同時，探索基于電力現貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網電價機制，支持分布式儲能聚合為‘云儲能’響應調度需求、參與市場交易，也將有力推動虛擬電廠的發展。”清華大學電機系副教授鐘海旺指出。

機遇與挑戰并存

利好政策下，新型儲能產業機遇與挑戰并存。

“在電源側，《措施》規定火電配建的新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。把新型儲能與火電機組視為同一個主體，可提升火電的深度調峰能力，通過火儲聯合調頻縮短響應時間，提高調節的速率和精度。但同時，這也對新型儲能與火電機組聯合運行管理提出更高要求，站內計量、控制等相關系統需要符合有關技術要求才行。”鐘海旺同時指出，新能源場站與其配建的儲能全電量參與電力市場交易，可在同等報價條件下優先出清，有助于激勵新能源場站充分利用儲能的能量搬移能力，在低價時充電、高價時放電，實現全電量上網出清，并獲得更高的結算電價。但這也意味著，在大部分新能源都配建儲能的情況下，電價的預測難度將進一步增大。

“電網側新型儲能除了可通過容量電價補償其固定成本之外，還可參與調頻輔助服務市場，逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易，對不同時間尺度的調節價值進行補償，增加收益來源。然而，儲能的總電量有限，在各市場的充放電行為均會影響其荷電狀態，收益難以準確測算，在信息不充分時，同時參與多個市場并合理決策報價的難度較大。”鐘海旺進一步分析。

記者同時了解到，由于目前山東尚未公布《措施》的具體落實細則，政策落地效果尚不確定，市場觀望情緒仍濃。

在中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇看來，規則的復雜性增加后，企業需要較長時間學習、領會和運用規則，盈利能力或將進一步分化。

應統籌完善市場機制

業內專家均認為，新型儲能執行市場化“兩部制”上網電價機制是當前電力市場較為優化的制度安排。而隨著電力市場建設的深入和價格機制的完善，新型儲能作為靈活性資源的價值還需要被更加精準地度量，實現價格到價值的回歸。

“當前，電力現貨市場形成了具有時空差異、反映分時分區電力供求關系的價格信號，而新能源占比的提升，以及對新型儲能等靈活性資源的需求，要求根據電力系統的供需平衡新特征重構電力市場，發現新能源電能量服務及靈活性資源調節服務價值的差異性。”鐘海旺分析，因此，應適時將新能源和以新型儲能為代表的靈活性資源從當前電力市場解耦，建立獨立的交易市場，以體現新能源的分時分區容量價值。

鄭華也認為，隨著新能源裝機的進一步提升，容量電價政策會由目前的分類型補償過渡到統一補償，再逐步過渡到容量市場。“當前，新型儲能存在的盈利難題，根本原因在于市場機制不完善，尤其是對靈活性資源的市場激勵機制長期缺失。建議理順靈活性資源的市場機制與協同機制，給予新型儲能明確的身份。”

“要合理設定中長期市場、電能量市場的運行范圍，完善輔助服務市場建設，讓新型儲能獲得合理的經濟回報。”劉勇建議，同時要給劣質設備設置障礙，避免“劣幣驅逐良幣”。

記者從業內人士處了解到，新能源單獨配儲的成本由新能源電站獨立承擔，可能導致一些電站傾向于配置初始成本較低但性能不佳的儲能，導致整體調用情況不理想。

據2022年11月中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，目前新能源配儲的等效利用系數僅為6.1%，顯然不利于儲能成本的回收。“建議優化新能源配儲要求，站在系統全局角度，根據電網節點的負荷及新能源波動、送出能力和節點電價等因素合理配置儲能容量，避免資源浪費，高效發揮儲能作用。”鐘海旺說。