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儲能作為新能源系統(tǒng)建設的重要支撐，在改善新能源系統(tǒng)友好性、破解電力生產(chǎn)消費、改善負荷需求特點、促進新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展等方面發(fā)揮著主導作用。無法進一步完善和分離價格機制和商業(yè)模式，促進儲能更好地實現(xiàn)大規(guī)模、工業(yè)化和社會化發(fā)展。最近，我們的記者采訪了電力規(guī)劃設計院執(zhí)行副總裁胡明。

問題：目前儲能的主要技術手段是什么？它們的發(fā)展狀況如何？

答:目前儲能主要包括抽水蓄能和新儲能。其中，抽水蓄能是技術最完善、經(jīng)濟性最好的儲能技術，適合大規(guī)模開發(fā)建設。截至2022年底，我國抽水蓄能電站安裝規(guī)模約為4579萬千瓦。到2025年，抽水蓄能總規(guī)模將超過6200萬千瓦。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，到2025年，總投產(chǎn)規(guī)模將達到1.2億千瓦。

新儲能是指以電力為主要導出方式的各種儲能技術，包括鋰電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同的技術路線。新儲能受網(wǎng)站資源限制小，布局靈活，施工周期短，可與供電系統(tǒng)源、網(wǎng)絡、負荷等因素密切相關。，有利于平衡新能源電力與電力的關系，提高系統(tǒng)友好性，提高電網(wǎng)彈性，提高負荷軟度，補充源、網(wǎng)絡、負荷等不同功能，共同為新電力系統(tǒng)的建設提供支持。截至2021年底，中國的新儲能裝機已達到05臺。

問題:目前抽水蓄能的商業(yè)模式和價格形成機制有哪些？

答:抽水蓄能已經(jīng)形成了明確的商業(yè)模式。

2021年，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》

容量電價根據(jù)電站容量計算固定收入，體現(xiàn)了抽水蓄能對系統(tǒng)容量的支撐價值，帶來了穩(wěn)定的盈利預期。目前已明確納入省級電網(wǎng)輸變電價格回收，按運營期內(nèi)資本內(nèi)部收益率的6.5%計算。

電費根據(jù)發(fā)電量計算變化收入，從過去政府許可的方式轉變?yōu)楦偁幮苑绞?。在電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)，按照當?shù)噩F(xiàn)貨市場的價格和規(guī)則進行清算；在其他地區(qū)，互聯(lián)網(wǎng)電費按燃煤發(fā)電基準價格執(zhí)行，抽水電費按75%執(zhí)行，鼓勵電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標購買抽水電，進一步體現(xiàn)其峰值調(diào)整價值。

隨著配套政策和價格機制的不斷完善，多方投資建設抽水蓄能的主動性明顯提高，未來抽水蓄能電站將進入加速發(fā)展的階段。

問題：介紹各應用領域新儲能的商業(yè)模式和價格體系，目前面臨哪些困難？

答：目前，我國還沒有針對新儲能發(fā)布專門的價格體系。新儲能在不同的場景下發(fā)揮不同的作用，商業(yè)模式也大不相同。

新能源電站儲能是新能源儲能增量的主體。新能源電站的儲能比例和時間要求不同，一般在10%到25%之間，1到4小時。通過配備儲能，可以減少新能源的棄電，支持新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場，獲利。但在大多數(shù)情況下，新能源儲能成本主要包括在新能源電站的發(fā)電收入分攤中。除了配套儲能外，新能源電站還可以租賃或購買山東、青海等單獨儲能電站正在推廣的儲能共享方式。容量租賃成本是共享儲能電站的主要收入。此外，

在當前的電力市場體系下，僅通過參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場，很難滿足投資收入，限制了電網(wǎng)側的大規(guī)模發(fā)展。國家發(fā)展和改革委員會和國家能源管理局提出，應研究建立電網(wǎng)側單獨儲能電站的容量電價機制，探索輸變電價格回收中電網(wǎng)替代儲能設施的成本收入，指導電網(wǎng)側儲能電費機制的方向。

用戶側儲能主要采用峰谷價差套利。2021年，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確峰值電價機制，進一步擴大峰谷電價差異，增加用戶側儲能收入空間。

一般來說，由于新儲能的應用場景普遍，技術發(fā)展水平不同，成本相對較高，很難參照抽水儲能產(chǎn)生統(tǒng)一的價格機制。同時，我國電力市場建設仍處于初始階段，各地結合自身特點，努力參與新儲能市場機制的設計。然而，現(xiàn)有的市場和價格機制很難充分反映新儲能的多重價值，需要進一步探索可持續(xù)的商業(yè)模式。

問題：未來將采取哪些措施進一步完善儲能商業(yè)模式和價格機制？

答：下一步是進一步完善儲能商業(yè)模式和價格機制，同時產(chǎn)生多方面的協(xié)同效應。

首先，“分類政策”完善了新的儲能成本指導機制，并進行了政策試點示范?！靶履茉础薄δ茼椖吭诓⒕W(wǎng)、消費、評價等方面給予支持，提高了新能源企業(yè)建設儲能的積極性。在條件允許的地區(qū)，首先嘗試加快輸配電價格中單獨儲能電站容量電價和電網(wǎng)替代儲能的相關機制。

二是繼續(xù)推進電力市場體系建設，促進儲能多重回報。加快中長期電力交易市場、電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場建設進度，推進儲能作為參與各種電力市場的獨立主體，完善充分反映儲能多重價值的市場機制，真正實現(xiàn)有效支付。

三是加強新儲能技術創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)鏈建設，加快成本下降。加強以企業(yè)為導向、市場為導向、產(chǎn)業(yè)、大學、研究相結合的儲能技術創(chuàng)新體系建設，努力推進新儲能技術多元化創(chuàng)新，加快技術更新迭代，逐步完善材料、零部件、集成等上下游產(chǎn)業(yè)鏈，降低新儲能成本。

第四，促進新儲能商業(yè)模式的創(chuàng)新，促進源與負荷的有效互動。加強新儲能與“云大物移智鏈”等信息技術的結合，將儲能元素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網(wǎng)等新興市場實體，深入挖掘新儲能的價值潛力。

第五，研究儲能在多個領域的減碳支持作用，探索碳交易。充分發(fā)揮儲能在新能源、能源、交通、建筑等方面的價值，研究參與碳交易的儲能方法，爭取各領域的積極減碳政策。

《人民日報》(2023年2月9日11版)