如何更好推动储能规模化、产业化、市场化发展——访电力规划设计总院常务副院长胡明

储能作为构建新型电力系统的重要支撑，对改善新能源电源的系统友好性，破解电力生产和消费同时完成的传统模式，改善负荷需求特性，推动新能源大规模高质量发展起着关键的作用。推动储能更好实现规模化、产业化、市场化发展，离不开价格机制和商业模式的进一步完善。近日，本报记者就相关问题采访了电力规划设计总院常务副院长胡明。

问：目前储能主要包括哪几类技术手段?它们的发展情况如何?

答：目前，储能主要包括抽水蓄能和新型储能两类方式。其中，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术，适合规模化开发建设。截至2022年底，我国抽水蓄能电站装机规模约4579万千瓦，根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

新型储能是指除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的各类储能技术，包含锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等不同技术路线。新型储能受站址资源约束较小、布局灵活、建设周期较短，可实现与电力系统源、网、荷各要素紧密结合，有利于平衡新能源电源电力与电量关系，提高系统友好性、增强电网弹性、改善负荷柔性，与抽水蓄能在源侧、网侧、荷侧形成不同的功能互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。截至2021年底，全国新型储能装机超过400万千瓦，预计2025年将达到3000万千瓦以上。

问：目前抽水蓄能的商业模式和价格形成机制如何?

答：抽水蓄能已形成清晰的商业模式。

国家发展改革委于2021年印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，在坚持两部制电价机制的基础上，进一步完善了抽水蓄能价格疏导机制。

容量电价按电站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能对系统的容量支撑价值，提供了稳定的收益预期，目前已明确纳入省级电网的输配电价回收，按经营期内资本金内部收益率6.5%进行核价。

电量电价按抽发电量核算变动收入，由过去的政府核定模式，转变为以竞争性方式形成，在电力现货市场运行的地区，按当地现货市场价格及规则结算;在其他地区，上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按其75%执行，并鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购抽水电量，进一步体现其调峰价值。

随着配套政策及价格机制不断完善，各方对于抽水蓄能的投建积极性显著提高，未来抽水蓄能电站将进入加速发展期。

问：请介绍一下新型储能在不同应用场景下的商业模式和价格政策，目前面临哪些难点?

答：目前，国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策，不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同，商业模式也有较大差别。

新能源电站配置储能是当前新型储能增量的主体，各地对于新建新能源电站配置储能的比例和时长要求不同，一般在10%至25%、1至4个小时。通过配置储能可降低新能源弃电量、支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场等获取收益，但多数情况下，新型储能成本主要纳入新能源电站发电收入分摊。除配建储能外，新能源电站可向独立储能电站租赁或购买储能容量，如山东、青海等地正在推进的共享储能模式。容量租赁费用是共享储能电站的主要收入，此外，在部分地区其可参与电力现货市场和辅助服务市场获取收益。

除共享储能以外的电网侧独立储能，在当前的电力市场体系下，仅通过参与电力现货、辅助服务市场难以满足投资收益，限制了其大规模发展。国家发展改革委、国家能源局的多项文件提出，要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，为电网侧储能电价机制指明了方向。

用户侧储能主要利用峰谷价差套利。2021年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》，各地陆续明确尖峰电价机制，进一步拉大峰谷电价差，增大用户侧储能收益空间。

总体看，鉴于新型储能的应用场景广泛、技术发展程度不一、成本相对较高，参照抽水蓄能形成统一价格机制的难度很大。同时，我国电力市场建设处于起步阶段，各地结合自身特点在新型储能参与市场机制设计上开展了有益尝试，但现有市场和价格机制难以全面反映新型储能的多重价值，可持续的商业模式仍需进一步探索。

问：未来，应通过哪些举措进一步完善储能的商业模式和价格机制?

答：下一步，推动储能商业模式和价格机制进一步完善，还需多方面形成合力。

一是“分类施策”完善新型储能成本疏导机制，开展政策试点示范。对“新能源+储能”项目在并网、消纳、考核等方面给予支持，提高新能源企业建设储能的积极性。加快开展独立储能电站容量电价和电网替代性储能纳入输配电价的相关机制研究，在有条件地区开展先行先试。

二是持续推进电力市场体系建设，推动储能获取多重收益。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场，完善充分反映储能多重价值的市场机制，真正实现按效果付费。

三是强化新型储能技术创新和产业链建设，加快推动成本下降。加强以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的储能技术创新体系建设，着力推动新型储能技术多元创新、加速技术更新迭代，不断完善材料、部件、集成等上下游产业链，促进新型储能成本下降。

四是推动新型储能商业模式创新，促进源荷高效互动。加强新型储能与“云大物移智链”等信息技术结合，推动储能要素融入虚拟电厂、负荷聚合商、微电网等新兴市场主体，充分挖掘新型储能价值潜力。

五是研究储能支撑多领域减碳作用，探索参与碳交易。充分发挥储能在新能源乃至能源、交通、建筑等领域支撑减碳的价值，研究储能参与碳交易的方式，争取各领域减碳政策红利。

加快构建新型电力系统，服务新能源规模化开发利用，支撑新能源对传统能源安全可靠替代，是中国电力系统绿色低碳转型、确保“双碳”目标如期实现的关键举措。分布式可再生能源发电( ，DRG)是基于风、光等新能源的分布式发电，具有建设周期短、应用场景多、环境负效应低、技术成熟度高等优势，发展前景广阔。在我国，DRG主要包括分布式光伏发电和分散式风电，分布式光伏发电最具有规模化发展前景。2021年，中国分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏，累积装机超过1亿千瓦。2022年前三季度，分布式光伏新增装机超过全国光伏新增装机的2/3，成为装机增长最快的可再生能源发电类型。中国集中式与分布式光伏发电并举的发展局面已经形成。

当前中国DRG发展面临怎样的形势?如何彻底破除行业瓶颈，积极推动DRG与新型电力系统协调发展?回答好这些问题对中国电力绿色低碳发展具有重要意义。

中国DRG规模化发展

面临的主要瓶颈

长期以来，中国电力系统的发展主旋律一直是“大容量、高电压、远距离”，负荷中心本地的电力供给体系反而成了“短板”和“软肋”。促进DRG规模化发展，面临着政府监管、项目开发运营、项目经济性、调度与交易、融资、源网关系等多方面瓶颈。

政府监管方面，主要问题包括光伏项目用地政策存在不确定性，分布式发电项目管理流程不合理，分布式项目开发建设所需数据信息存在提供不及时、透明度不高等问题，以及DRG设备质量参差不齐、涉网参数标准不规范等。

源网关系方面，主要问题包括配电网的规划设计、运行管理、保护配置等尚不能适应从“无源”向“有源”转变;分布式发电市场化交易在一定程度上会减少电网公司的售电量，大概率会减少电网企业的售电收入;对于并网性分布式发电项目，大电网还需要承担接入工程及相关电网改造投资，缺乏成本回收机制;大电网需要为分布式发电项目运行提供备用和调节服务，目前同样缺乏成本回收机制等。

调度交易方面，主要问题包括DRG业主的市场主体地位尚不明确;分布式发电市场化交易面临调度运行与交易结算等方面的困难;分布式发电绿证市场和国家核证自愿减排量(CCER)市场尚未启动，绿色价值缺乏向经济价值转化的市场渠道等。

开发运营方面，主要问题包括DRG项目标准化程度低、信用风险高;用户有违约不缴纳或延期缴纳电费的风险;项目发电量、营收与用户企业的效益紧密相关;屋顶分布式光伏项目没有产权，资产不稳定;大规模发展DRG将面临现场维护等问题。

项目融资方面，主要问题包括项目融资难、渠道窄、成本高;资产评价标准及保险机制欠缺;未能调动起社会资本参与到分布式可再生能源投资的积极性等。

项目经济性方面，主要问题包括户用分布式光伏补贴政策延续存在不确定性;用户电价变化，特别是电价降低对项目经济性影响严重;DRG技术成本(为满足并网运行要求的投资)的影响;上游产品价格市场化程度高、波动性强，项目造价难以控制;屋顶质量参差不齐，改造成本影响大等。

中国DRG规模化发展主要趋势

近几年，推动中东部地区DRG发展已成为中国加快能源绿色低碳发展的重要举措之一，并在《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》《“十四五”现代能源体系规划》和《国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等重要文件中被多次强调。中国DRG主要发展趋势可总结如下：

一是在开发建设上，加强城镇、乡村光伏规模化发展。中国已经开始更加重视分布式光伏的规模化开发，主要措施包括开展整县屋顶光伏开发和开展“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，并重点关注光伏与农业等产业的协同发展。

二是在价格机制上，减少补贴和市场扭曲，仅保留户用分布式光伏补贴。中国的工商业分布式光伏已进入平价时代;户用分布式光伏由于和乡村振兴计划紧密相关，可能还需要一段时期的补贴支持，但这个时间预计不会过长。

三是在新能源消纳方面，强制性可再生能源电力消纳政策与丰富的用电场景，能有力保障新能源消纳。大力增加DRG应用场景，提高新增用电中的可再生能源发电比例，包括鼓励产业园区和企业利用自有场地建设DRG、鼓励在交通枢纽场站及公路和铁路沿线合理布局“DRG+储能”设施、加强DRG赋能农业发展等。

四是在并网运行方面，合理配置储能、改善运行性能，促进DRG与电网友好互动。随着中国分布式光伏发电进入快速增长期，大规模分布式光伏并网运行，将对配电网的规划、运行、维护、调度产生重要影响，源网之间的矛盾逐渐凸显，电力系统运行需要充分考虑分布式光伏的影响。可以预见，会有越来越多的地方对分布式光伏发电提出并网技术要求。

五是在市场交易方面，分布式发电规模化发展，对参与市场交易的需求越来越强。随着应用场景的增加、装机总规模的增大，DRG的非自发自用的电量规模将会大概率增加。这部分电量更需要通过市场化机制实现就近交易，实现更大的经济价值和环境价值。

这些新发展趋势也体现了在中国实现“双碳”目标过程中，DRG面临的新要求，与中国该如何推动DRG规模用户发展紧密相关。中国发展DRG一定要紧密结合中国的具体国情，但又不能“闭门造车”，需要采取开放态度，深入了解和积极借鉴其他先进国家的经验。德国是分布式能源发展较早而且较为成功的国家，其相关实践对中国具有相当的政策启示意义。

德国在推动DRG发展方面的实践

多年以来，德国一直是应对气候变化和能源绿色转型的积极倡导者和实践者。2022年7月上旬，德国通过了“复活节一揽子方案”( )，提出德国电力行业在2035年基本实现温室气体排放中性的目标，而且2030年可再生能源在终端电能消费中的占比至少要达到80%。2021年，该指标是42.4%。需要指出的是，德国可再生能源装机以分布式能源，特别是分布式光伏发电为主。德国分布式能源安全高效发展的主要经验包括以下几个方面：

法规先行并适时调整。自2000年正式颁布以来，德国的《可再生能源法》(EEG)进行了多轮修订，包括从以固定上网电价为主的激励政策到提高对光伏发电补贴，从鼓励自发自用到鼓励新能源发电进入市场，从实施光伏发电招投标试点到全面引入可再生能源发电招投标制度等。这些政策调整突出了机制和措施创新，取得了预期效果。

规范并网运行管理。一是重视分布式电源接入电网的并网技术标准，包括接入系统原则、电能质量、功率控制与电压调节、短路电流、孤岛保护等。二是重视并网运行管理，对于向外部销售电力的分布式电源，德国法律规定此类分布式电源必须是可控的。三是重视功率预测。

重视灵活性资源作用。德国非常重视发挥用户侧、电源侧、配电网侧和输电网侧的各类灵活性资源的作用，重视采取市场机制发挥这些资源的价值。德国重视对“用户侧光伏+储能”装置的金融支持。2013年，德国联邦政府设立光伏储能补贴支持计划，可为用户储能设备提供投资额的30%的补贴，但要求光伏运营商须将其60%的发电量送入电网，同时储能系统必须有7年质保。2016年开始，德国复兴信贷银行(KfW)通过提供低息贷款和现金补助的方式支持用户侧光伏配储能，鼓励用户最大限度自发自用。

采用适合的平衡机制。为更好地消纳分布式可再生能源发电，德国实施了电网平衡基团机制。每个平衡基团是一个电力供需平衡责任方，首选要争取各自内部实现供需平衡。当无法实现平衡基团内部平衡时，平衡基团可以向同一个输电网控制区内的其他平衡集群购买平衡服务，或可以借助跨国输电网控制区实现平衡，甚至到欧洲大电网购买平衡服务。在此过程中，平衡基团和输电商的合作是电力供需平衡的关键。目前德国共有2700多个平衡基团，在电力市场和电网运行中发挥着重要作用。

发挥电网区域互联的作用。德国可再生能源的加快发展离不开邻国电网分担相关发展压力。德国与周边邻国电网通过30余条220～400千伏的跨国输电通道互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国电力系统运行。德国在近些年是欧洲国家中出口电能最多的国家之一。

其他方面。德国规划多年连通北部北海风电富集区与南部负荷中心的“南北输电大通道”建设延缓，从一定程度上刺激了具有本地化特点的DRG的发展。此外，德国积极推动点多面广的DRG聚合，通过采取虚拟电厂、需求侧响应、以电为中心的多能耦合等措施，提高分布式能源对电力系统运行的支撑功能。

创新推进中国DRG

与新型电力系统协同发展

受德国发展DRG实践的启发，结合中国规模化发展DRG面临的主要瓶颈和未来发展趋势，本文提出促进DRG与新型电力系统协调发展的措施如下：

在政府监管方面的主要措施

一是根据分布式光伏典型应用场景特点，结合新型电力系统发展趋势，重新制定分布式光伏相关规范，重点支持“自发自用，余量上网”模式。二是对分布式发电配储能，在上网电价或(和)购电价上给予优惠。三是加强对整县屋顶分布式光伏项目业主选择中出现的市场准入低、不公平参与等问题的监管和纠正。四是加强标准体系建设，提高DRG相关设备质量，规范涉网参数管理。

在源网关系方面的主要措施

一是研究创新适应高比例可再生能源配电网规划、设计、运行方法，重点加强直流配电技术、柔性直流技术和新型储能技术等研究，提高配电网接纳分布式新能源的能力。二是加大对现有配电网升级改造力度，提高配电网智能化水平，提升存量资产利用率。三是加强配电网与用户侧涉网设备/终端接口标准、通信规约建设，增加对用户侧可调节负荷、需求侧资源的互动水平，提高配电系统的感知能力与运行韧性，确保系统物理安全和信息安全。四是加强源网荷储集成一体化模式探索与创新发展。五是针对DRG项目是民生类还是商业类的不同，建立接入工程成本回收机制。属于民生类项目的，通过输配电价回收;属于商业类项目的，主要通过电源企业投资为主。六是制定备用容量定价机制，确保电网企业服务价值和服务质量。七是针对大电网为消纳分布式发电提供的调节服务，制定分布式发电企业与用户合理分担的成本回收机制。

在调度交易方面的主要措施

一是明确分布式发电商及储能服务商、灵活性资源集成商等的市场主体地位。二是建立不同平衡区域的灵活调节资源库，建立不同范围平衡区域的灵活性协同机制，适应多样运行方式的需要。三是探索建立适应分布式发电规模化发展的电力市场体系，完善分布式发电市场化交易。四是创新调度体制，确保省调度中心对中低压接入、容量达到一定规模的DRG项目实现“可观、可测、可控”，在分布式发电较多的地区开展平衡集群试点。五是提高信息通信安全稳定性和数据处理功能，提高数据信息的透明性，建立高效、顺畅、安全的源网荷储数据信息交互机制，发挥数据服务作用，利用数字化技术提高系统可靠性。六是尽快启动温室气体自愿减排交易市场(CCER)，推动分布式发电绿证市场、绿电市场和碳市场协同发展。

在开发运营方面的主要措施

一是加强分布式发电技术和管理标准体系建设，规范涉网设备的技术检测与认证。二是加强分布式发电业务信用体系建设，涵盖设备制造、设计、投资、施工、运营和维护、用户等全链条，加强信用评估，并与社会信用体系联动，减少信用风险。三是建立分布式发电企业与用电企业银行账号绑定关系，能够采用月度自动划拨的形式收取电费。四是制定屋顶分布式光伏项目产权确权办法，提高相关资产稳定性和融资能力。五是鼓励采取智能化、物联网技术，提高对点多面广的分布式发电项目的状态监测水平，支持采取专业化、本地化、平台化运维新模式。

在项目融资方面的主要措施

一是完善分布式发电资产评估体系，完善相关保险制度，将其纳入绿色金融支持范围，合理界定分布式发电绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件。二是拓宽分布式发电项目融资渠道，加大绿色债券、绿色信贷对分布式发电项目的支持力度。三是研究探索将分布式发电项目纳入基础设施不动产投资信托基金(REITs)试点支持范围。四是支持将符合条件的分布式发电项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销。

在项目经济性方面的主要措施

一是明确户用分布式光伏补贴延续年限，减少政策不确定性。二是加强对分布式发电涉网设备(含通信)造价管理，确保投资更合理、更透明。

主要政策建议

确保中国DRG规模化高质量发展，基础是加快形成DRG对地方经济、生态、社会发展的推动促进作用，关键是建立起DRG与电力系统协调关系，核心是加强体制机制创新、技术创新和市场创新。鉴于此，特提出如下建议：

一是从中央层面加快完善DRG发展相关法规政策，指导地方政府制定发展战略，推动DRG高质量发展。加快修订《可再生能源法》，鼓励利用乡村、城镇和公共建筑、各类园区、厂区的闲置屋顶或土地建设DRG，促进清洁能源开发利用。完善《物权法》，明确屋顶分布式光伏项目的独立产权性质，解决确权问题。启动地方分布式可再生能源资源量调查，建立典型场景库，由各地能源主管部门牵头研究编制本地包含DRG在内的分布式可再生能源多元化发展战略和规划布局。

二是以“价格、调度和市场”三类机制创新为重点，理顺源网荷储各方利益关系。加快建立可有效及时反映DRG系统价值、电网为接纳和配置DRG电能进行合理投资的定价机制，在DRG项目与用户、电网企业之间建立合理的电力系统成本分摊机制。推进分布式发电市场化交易落到实处，依托地市调度机构建立市域范围内的DRG交易中心，鼓励DRG项目与邻近用户建立长期交易关系，形成稳定的DRG市场化发展条件。

三是以“规划、技术和灵活性资源”三类创新为重点，全面提升配电网对高比例新能源的适应能力。针对配电网从“无源”变成“有源”、新型用电负荷不断出现、电源随着DRG比例增加呈现结构性变化的情况，创新配电网规划技术、评价体系。加强技术创新，重点包括新型储能技术、功率预测技术、直流配电技术和柔性直流输电技术、高比例新能源配电网的仿真技术等。加强数字化、智能化技术应用，高效、科学集成DRG、电动汽车、需求侧响应、可调节负荷等各类灵活性资源，参与电力市场现货与辅助服务市场。

四是兼顾系统安全与DRG可持续发展，因地制宜制定DRG并网技术标准体系。各地应科学研究当地配电网为实现安全可靠接纳配置DRG，在信息通信、故障穿越、设备调节控制等方面所需要的最低技术条件。重视对DRG配储能技术标准的研究编制，避免电网系统调节责任过度转移给新能源发电企业。

五是推动建立DRG乡村振兴发展基金，促进DRG的发展红利惠及“三农”。积极吸纳金融机构、设备制造企业、电网企业、乡村集体等共同建立DRG助力乡村振兴发展基金，助力乡村用能绿色转型，改善农民用能用电状况，增加农民收入，促进乡村农业与DRG的复合式发展。

六是以激发社会资本和全民参与为重点，进一步深化电力体制改革。以推动分布式发电市场化交易为抓手，鼓励社会资本和全民参与推动DRG发展。加快落实《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》(发改能源〔2022〕206号)，在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式，实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电。

END

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系博众智合(Agora)能源转型论坛中国电力项目主任尹明、博众智合(Agora)能源转型论坛总裁涂建军。