山东试水新型储能“两部制电价”，意味着我国源侧灵活性资源的容量电价机制正在逐步形成，将进一步激励新型储能的投资建设，提升电力系统灵活调节资源充裕度，对解决新能源爆发式增长带来的时空不平衡问题具有重要意义。

当前已经建立的抽水蓄能和煤电机组容量电价机制，使我国电力安全稳定供应这块“拼图”日臻完善。近日，为充分发挥价格引导作用，支持新型储能健康发展，山东省发展改革委、山东省能源局、山东能源监管办联合印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》(以下简称《措施》)，明确新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。

对此，业内专家告诉《中国能源报》记者，《措施》的发布，意味着我国源侧灵活性资源的容量电价机制正在逐步形成，将进一步激励新型储能的投资建设，提升电力系统灵活调节资源充裕度，对解决新能源爆发式增长带来的时空不平衡问题具有重要意义。同时，《措施》扩大了容量电价的适用范围，有利于构建适合新型电力系统中灵活性资源的价格发现与成本回收机制，有利于形成电力市场多元化价值体系。

以市场化手段解决盈利问题

新型电力系统的双高特点，对系统配置调节性设备提出更高需求。新型储能作为必选项，却一直面临长期收益、容量价值得不到体现的困境。

不少业内专家向《中国能源报》记者分析，《措施》完善储能容量电价，肯定了储能在向电网送电时提供的容量价值，有利于发挥储能调节速度快的优势，可以让储能灵活地在调峰、调频和各类辅助服务中发挥作用，对冲新型电力系统中非可控电源大增带来的风险。

业内专家指出，《措施》在电源侧、电网侧、用户侧三种场景的新型储能方面，均有亮点。

在电源侧，《措施》引导火电和新能源与配建的新型储能作为一个整体参与电力市场交易，有助于提升电源侧新型储能的利用率;在电网侧，新型储能可作为独立市场主体执行市场化的“两部制”上网电价，参与多样化的辅助服务市场，从更多渠道获得收益，同时保障新型储能与新能源企业自主确定容量租赁价格;在用户侧，明确提升峰谷浮动系数约束比例，以扩大市场交易的峰谷价差，提高新型储能的经济性和利用率。

《措施》以市场机制作为主要手段，着力解决新型储能资产利用率低、盈利能力不足等问题，相比单一的财政补贴更具可持续性。“《措施》最大的亮点是通过市场化机制从根本上解决新型储能的调用、长期收益等问题，将问题回归到新型储能能否作为独立主体参与电力市场的本质问题。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华分析，其中，电源侧和用户侧的非独立储能只能依托其所在的市场主体参与电力市场交易，比如，新能源配储、传统电源配储和用户侧配储的联合运营机制，电网侧独立储能则作为独立主体有了明确的充放电价格机制等。

“此外，《措施》规定根据山东省新能源项目推进和电力系统调节能力建设需求，合理确定储能的区域布局和投运时序，可以促进电网侧新型储能发挥系统性、全局性作用。同时，探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，支持分布式储能聚合为‘云储能’响应调度需求、参与市场交易，也将有力推动虚拟电厂的发展。”清华大学电机系副教授钟海旺指出。

机遇与挑战并存

利好政策下，新型储能产业机遇与挑战并存。

“在电源侧，《措施》规定火电配建的新型储能与所属电源联合参与电力市场。把新型储能与火电机组视为同一个主体，可提升火电的深度调峰能力，通过火储联合调频缩短响应时间，提高调节的速率和精度。但同时，这也对新型储能与火电机组联合运行管理提出更高要求，站内计量、控制等相关系统需要符合有关技术要求才行。”钟海旺同时指出，新能源场站与其配建的储能全电量参与电力市场交易，可在同等报价条件下优先出清，有助于激励新能源场站充分利用储能的能量搬移能力，在低价时充电、高价时放电，实现全电量上网出清，并获得更高的结算电价。但这也意味着，在大部分新能源都配建储能的情况下，电价的预测难度将进一步增大。

“电网侧新型储能除了可通过容量电价补偿其固定成本之外，还可参与调频辅助服务市场，逐步开展爬坡、备用、转动惯量等辅助服务交易，对不同时间尺度的调节价值进行补偿，增加收益来源。然而，储能的总电量有限，在各市场的充放电行为均会影响其荷电状态，收益难以准确测算，在信息不充分时，同时参与多个市场并合理决策报价的难度较大。”钟海旺进一步分析。

记者同时了解到，由于目前山东尚未公布《措施》的具体落实细则，政策落地效果尚不确定，市场观望情绪仍浓。

在中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇看来，规则的复杂性增加后，企业需要较长时间学习、领会和运用规则，盈利能力或将进一步分化。

应统筹完善市场机制

业内专家均认为，新型储能执行市场化“两部制”上网电价机制是当前电力市场较为优化的制度安排。而随着电力市场建设的深入和价格机制的完善，新型储能作为灵活性资源的价值还需要被更加精准地度量，实现价格到价值的回归。

“当前，电力现货市场形成了具有时空差异、反映分时分区电力供求关系的价格信号，而新能源占比的提升，以及对新型储能等灵活性资源的需求，要求根据电力系统的供需平衡新特征重构电力市场，发现新能源电能量服务及灵活性资源调节服务价值的差异性。”钟海旺分析，因此，应适时将新能源和以新型储能为代表的灵活性资源从当前电力市场解耦，建立独立的交易市场，以体现新能源的分时分区容量价值。

郑华也认为，随着新能源装机的进一步提升，容量电价政策会由目前的分类型补偿过渡到统一补偿，再逐步过渡到容量市场。“当前，新型储能存在的盈利难题，根本原因在于市场机制不完善，尤其是对灵活性资源的市场激励机制长期缺失。建议理顺灵活性资源的市场机制与协同机制，给予新型储能明确的身份。”

“要合理设定中长期市场、电能量市场的运行范围，完善辅助服务市场建设，让新型储能获得合理的经济回报。”刘勇建议，同时要给劣质设备设置障碍，避免“劣币驱逐良币”。

记者从业内人士处了解到，新能源单独配储的成本由新能源电站独立承担，可能导致一些电站倾向于配置初始成本较低但性能不佳的储能，导致整体调用情况不理想。

据2022年11月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，目前新能源配储的等效利用系数仅为6.1%，显然不利于储能成本的回收。“建议优化新能源配储要求，站在系统全局角度，根据电网节点的负荷及新能源波动、送出能力和节点电价等因素合理配置储能容量，避免资源浪费，高效发挥储能作用。”钟海旺说。