储能仍需调整顶层设计和市场规则

文 | 郭凡

作者系中关村储能产业技术联盟研究经理

不论是用户侧还是系统侧，储能在高渗透率可再生能源系统中都可获得更高经济回报，由“看不见的手”实现资源的有效配置。但目前的阶段仍需要在顶层设计和市场规则方面做出调整。

随着全球对清洁、低碳能源日益增长的需求，能源行业已经进入了转型阶段，各种能源新技术也迎来了一波发展的新浪潮。在这之中，储能系统尤其是新兴的电化学储能以其响应速度快、控制精准的特性以及在电网中既可以充电（负荷）又可以放电（电源）的双重身份，有着不可替代的作用，在能源低碳化过程中占有重要的地位。近年来，储能技术在提高性能与降低成本方面不断进步，并且紧跟能源行业的发展不断调整自己的前进方向。电力-能源行业在改革中发展的大趋势给储能行业发展带来了重要的机遇。

2018年，在以电网侧为代表的储能浪潮驱使下，储能企业对行业的前景有着更多的期望。但2019年上半年，中国新增投运电化学储能项目的装机规模为116.9MW，同比下降了4.2%，一些细分领域如用户侧出现了萎缩，市场进入了减速调整阶段。这对近年来习惯于快速增长的业界来说，信心无疑受到了打击。但任何产业都有其发展的规律性，对于储能市场2019年遇冷的现象，我们其实没有必要太过悲观，目前储能产业所经历的低谷其实也是整个能源行业从通过行政命令来进行资源调配向通过市场化来进行资源调配转变所经历的必然过程。

从储能诞生的时候，其能给系统所提供的价值已然清晰：峰荷转移，频率控制，电压控制，系统备用，改善电能质量等。储能这些价值如何能真正的货币化，和以下两点息息相关：

1.技术层面：清洁能源逐渐取代传统化石能源，以及电能替代已成为共识，在此背景下，储能在工程层面的技术经济先进性永远是自身发展的最重要因素。

2.除了自身技术的进步，储能的发展必须依靠于电力-能源大体系改革推动的力度，储能产业的发展不是孤立的，而是与整个电力系统的转型深度绑定。

在市场还不完善的时期，储能确实还需要“看得见的手”进行富有前瞻性的计划以及合理的激励手段来培育市场，随着市场的不断完善，电的商品属性通过更加准确合理的价格形成机制确定，由“看不见的手”实现资源的合理配置。在这样的环境下，储能的价值会得到完整的体现，并获得合理的回报。

远景：完全市场化的电力系统

由于能源技术的多样性，这里我们只讨论狭义的电力系统，以及相对应的电力储能。先看一组数字，按照国际可再生能源署（IRENA）最近发表的一份报告，如果全球温升控制在2摄氏度以内，要求2050年全球电力供应的85%来自可再生能源，其中间歇性电源占58%（风电36%，光伏22%），其余11%为化石能源、4%为核电。中国目前的非水电可再生能源例不到4%，发电侧还存在大量供给基荷的机组，但未来如果这个比例超过了30%呢？电力系统将是一个接近1000小时出现“过发电”、而化石能源机组满负荷等效小时数会下降到低于4000小时的系统，这样一个“去基荷化”的系统，如果电力系统不掌握高度灵活性的调节资源的话，保持实时平衡将会非常艰难。

根据美国能源部（DOE）国家实验室的研究显示，高比例的并网可再生能源（30%以上），并降低同等比例的基荷负载电力后，仍然能够实现与化石燃料电力系统相当的稳定性和系统灵活性，也能实现相同甚至更低的运行成本（无边际成本）。

在一个基于边际成本的电力现货市场，可再生能源通常以边际成本低的优势，以零报价上网，在压低市场价格的同时，获得市场份额，优先满足或低或高的电力需求。因此，系统中的其他电源，面临的是扣除可再生能源出力之外的净负荷。这一净负荷曲线往往比原负荷曲线的波动幅度更大(主要是由于风电的出力特性)，波动更加频繁(太阳能出力在秒到分钟级别的波动)。在可再生能源出力大出系统总负荷情况越来越多的情况下，只提供基荷的电源会逐渐减少以至于完全消失，各种发电资源将完全按照市场来完成配置，也就是“市场之手”进行主导。

随着第三产业与居民负荷的增长，可再生能源的日益增多，未来的电网，无疑会是一个更少基荷发电、更频繁的爬坡、更多备用的系统。对于实时平衡的要求会“越来越多，越来越快”，而除了可再生能源之外的其他电源形式，会拥有越来越少的利用水平，灵活进行上下调节的能力成为稀缺性资源。在一个成熟的电力市场中，价格的波动反映实际的供需关系与相应的电力传输成本，波动性将为储能带来真正的盈利空间。储能不是单一的发电资源，它归根到底是一种服务载体，其服务价值将通过平抑间歇性电源和负荷之间的时间不平衡得到真正的体现，并通过市场化的定价机制获得回报。

过渡期：“看得见的手”应指向哪里？

对于储能这样一个高技术门槛的产业，可持续的商业模式有赖于具有竞争力的产品性价比，以及开放成熟的电力市场。从技术上来讲，锂离子电池的成本从2010年到现在已经下降了约80%，这个速度不可谓不快，可见成本并不是唯一阻碍储能市场化的因素，制度因素与其他非成本因素也起着重要的作用。

从目前来看，储能行业市场机制建设和政策已经落后于产业发展的速度，往往是业界参与和讨论热度很高，而主管部门则反应平淡。从整个系统的角度来讲，电力市场改革还处于一个初期发展与试错的阶段，储能的发展包括可再生能源的推进目前依然需要“看得见的手”，也就是国家的一系列的计划和政策激励来完成市场的“培育”，在这个过程中，计划一般包含两个要点：整体规划和监管能力的完善。

从规划层面而言，我国目前的人均用电量不到5000千瓦时，而美国、欧洲等发达国家一般都超过了10000千瓦时，同时由于较高的安全性冗余，我国电网的资产利用效率是偏低的。在未来电力需求增长潜力依然巨大的情况下，储能是有必要全面纳入电力系统的整体计划中。高比例的储能装机容量是电力系统对现在运行形式的变革，例如省内的新能源消纳、跨省的新能源消纳、电网的暂态支撑，整体资产利用率的提高等，在顶层的规划中应当得到明显的体现。

关于监管能力，储能更大的价值和收益要在电力市场中获得。如何构建开放、透明、自由的电力交易，让储能在开放包容的市场环境和健全演进的监管体系下，与其他灵活调节资源公开公平进行较量，是储能实现价值的基本条件。

另外，政府在实际的激励政策层面可执行的方案主要有三种：直接的资金补贴；其它形式的“特权”，例如优先调度，保障发电量等；金融方面的便利条件：如税收优惠、退税、优惠贷款和担保等。

但并不是所有的方案都适合我国的国情。根据光伏和电动汽车的经验，直接的资金补贴虽然可以短时间内带动行业的爆发性增长，但长期的副作用依然不可忽视，在目前可再生能源基金已经入不敷出的现状下，直接给与储能补贴不但会大幅增加财政的负担，也不利于鼓励技术创新。从其他方面着手来解决一些非技术成本的后顾之忧，也是一种行之有效的手段。

以用户侧为例，储能电池、PCS等硬件成本正在快速下降，但用户侧储能项目设计、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。用户侧储能应用环境复杂，加之相关标准尚不清晰，导致项目的可复制性低，非技术环节的降本难度大。因此，除继续降低硬件成本外，如果能在诸如充电费率、税收、场地租赁的环节给予一定程度的优惠，同样会对项目经济性有实质的帮助。

在美国，投资税收减免(ITC)是政府为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目投资商可按照投资额的30%抵扣应纳税。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免。由于投资商大部分为大型基金或跨国集团，ITC具有非常大的吸引力。证明不通过直接补贴，也仍然可以有适合的手段支持储能产业的发展。“看得见的手”更应该聚焦在为行业发展“免除后顾之忧”的层面上发挥作用，让参与者可以集中精力到降本增效和技术创新这些核心层面的事物中。

同时，政策的制定还应具有长时间的一致性和关联性，需要避免由于政策不当而引起的不良后果，如：缺乏波动性定价的市场、强制性的电价突变。这样的储能就无异于其他普通电源了，储能要想有大发展无疑需要精细的，具有连贯性成体系的政策，这将极度考验顶层设计的智慧。

高渗透率可再生能源与进一步市场化

以电力现货市场为核心的电力体制改革将是储能市场化的最终方向。由于电力系统运行的实时状态瞬息变化，基于经济调度的日前、实时现货市场将导致电能在不同时刻的价格差异，形成了储能充放电的激励信号。不过，以目前价格波动水平，现货市场价差对储能的吸引力依然有限。以广东省现货市场为例，试运行结算（2019年6月22日）的日前现货市场平均节点峰谷电价差为0.3元/千瓦时，其中价格波动最明显节点（含线路阻塞）的峰谷价差也仅为0.37元/千瓦时。考虑到市场交易电量中的输配电费用、政府基金等为固定价格，用户购电峰谷差价亦在0.4元/千瓦时以下，远低于当地目录电价峰谷差水平（0.7元/千瓦时）。不过今后随着波动性的可再生能源比例提高，现货市场的峰谷差价有望进一步增大。

国外成熟电力市场对包含高渗透率波动性可再生能源的电力现货市场价格开展了较为系统的定量研究。根据劳伦斯伯克利实验室（LBNL）针对美国四个区域电力市场的分析，当波动性可再生能源（风力、光伏）发电容量渗透率提升至40%时，四个区域现货市场价格波动增幅在2～4倍之间。其中，高渗透率光伏对价格波动的影响尤为突出，变化最大的德克萨斯州（光伏发电、风电装机比例30%和10%）现货市场价格波动增幅可达6.6倍。按照中国目前可再生能源的装机速度，2030年我国风电、光伏发电装机量大概率超过10亿千瓦（较2018年底3.6亿千瓦的总容量净增2倍左右），其在发电总装机中的比重也将突破30%。若简单套用LBNL案例结果，综合考虑价格波动增幅和平均价格降幅，可再生能源仍将提升现货市场峰谷价差2倍左右，储能的盈利空间将大幅提高。

合理的市场机制设计可以吸引更多高品质、低成本灵活性资源参与电力系统调节，在降低清洁能源转型成本的同时，也为储能营造更多元的应用场景。但市场机制的完善并非朝夕之间，围绕现有峰谷目录电价的用户侧储能仍然是近期大多数储能项目的现实选择。另一方面，若未来批发与零售市场充分衔接，用户侧储能理论上同样能够参与批发市场，提供与系统侧储能相似的充放电服务，继而实现在不同应用场景间的价值叠加。

今后，在市场规则方面，应将荷电状态、容量边界等储能关键参数纳入辅助服务市场报价过程，在最小接入功率、最短放电时间等方面尽可能降低储能准入门槛，使储能得以无缝地纳入现有市场交易与调度规则。在基础设施方面，应加快配电网升级，在继电保护、检修规程、计量结算、数据通讯等方面为未来用户侧储能的大面积接入营造条件。

在技术层面，通过储能产品的模块化最大程度发挥规模效应。通过更加标准化的产品在项目设计、控制软件、安装调试等多个环节简化流程，最终以即插即用的方式有效降低综合成本。

展望未来，不论是在用户侧还是系统侧，储能在高渗透率可再生能源系统中都可凭借波动性的电价获得更高经济回报，也就是完全由“看不见的手”实现资源的有效配置。但目前的阶段仍需要在顶层设计和市场规则方面做出调整。通过“看得见的手”的合理规划与激励措施，进一步培育还没有完全成熟的市场，逐渐过渡到成熟的市场化阶段。这必将是一个艰辛的，需要通过不断迭代、试错的循环发展阶段。需要政府层面、运营商、设备厂商等不同参与者贡献更多的智慧去实现。