【绿色金融】突破新能源高比例装机后的瓶颈：激活新型储能市场

2023-08-23 00:08

作者：肖鑫利，冯逸夫，钱立华，鲁政委

2022年，我国新能源发电量渗透率达14%，已接近电力系统安全、低成本消纳临界点15%。2023年上半年，我国可再生能源装机继续快速增长，已达到13.22亿千瓦，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。其中，风电和光伏装机达到8.59亿千瓦，约占我国总装机的31.7%。随着我国新能源装机的迅速提升，我国电力系统如何才能有效消纳随机性与间歇性很强的新能源，已经成为当前日益突出的问题，储能是突破这一瓶颈的方式之一。与抽水蓄能、灵活性火电等调节电源相比，新型储能具有能量密度高、储能效率高、灵活性强等优势，目前已经在电源侧、电网侧、用户侧等不同应用场景中得到应用。但盈利水平不高、成本缺乏疏导等机制性问题，制约了新型储能的广泛应用。在此背景下，本文基于国家与部分省份电力市场价格政策，分别对电源测、负荷侧新型储能经济性进行测算。

在电源侧，新型储能主要通过现货市场价差套利与容量租赁方式获得收益。本文根据用于容量租赁的装机占比设置不同情景，并计算不同容量比例对应的现货峰谷价差与容量租赁单价的组合。根据结果，在容量补偿单价小于250元/kWh时，储能容量租赁收益较低，运营商更倾向于将更多装机容量用于参与现货市场套利；在容量补偿单价大于250元/kWh时，运营商更加倾向于对外租赁更多容量，从而有更加明确稳定的收益。但当前省际层面电力市场与价格政策建设进度差异较大，全国范围内新型储能正常可以预期的盈利环境尚未形成。因此，建议：一是进一步拓宽参与电力市场的新型储能范围，打通新能源配建储能向独立储能转变的制度“堵点”；二是加快建立健全电力市场与价格体系，推动各省现货市场、辅助服务市场、容量市场建设，明确新型储能在电力系统中的功能及其价值体现，拓展储能设施盈利渠道；三是结合电力系统需求适度提高补贴力度，适度放开电力现货市场价格上限，鼓励各省制定容量租赁相关政策，设置逐级递减的容量补贴政策以及容量租赁定价标准，同时通过制定新型储能“两部制”电价等方式为实际参与维护电力系统稳定的新型储能提供资金支持。

在用户侧，新型储能主要通过峰谷套利获取收益，因此新型储能能否盈利主要取决于地区峰谷时段划分以及峰谷电价水平、投资成本等影响因素。当前因储能投资成本依然较高，带来对峰谷价差要求的提高，未来随着储能成本的走低而有望缓解。根据测算结果，当储能系统成本降至1000元/kWh后，大部分省份的新型储能设施都将实现经济运行。用户可结合本地分时电价政策，灵活采取“一充一放”“两充两放”运行方式，提升新型储能设施经济性。建议国家和省级政府持续完善分时电价政策，结合区域用户负荷曲线，进一步细分电价峰谷时段，促进用户提高充放电频次、合理选择运行方式，增加用户侧新型储能峰谷套利机会。

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