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    11月儲能政策月報 | 電網代購電峰谷價差縮小,用戶側儲能遇波動
    在 2021-12-27 發布

    11月,儲能政策頻繁出臺,從國家到地方與儲能相關的政策有40余項發布或征求意見,涉及市場交易規則、電價機制、直接資金補貼及建設規劃等方面,中關村儲能產業技術聯盟對本月儲能政策進行了梳理解讀,希望與業界同仁共同交流探討。




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    電網代購電峰谷價差縮小,用戶側儲能遇波動

    自今年7月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》以來,全國各地相繼制定完善分時電價政策,拉大峰谷價差引導用戶有序錯峰用電。對于用戶側儲能來說,峰谷價差套利是最主要的盈利模式之一,拉大峰谷價差將帶來更大利潤空間。
    11月,江西、天津、山西、山東、安徽等10余個地區陸續發布分時電價政策,大部分地區的峰谷電價在平段基礎上上下浮動50%-60%,尖峰電價在高峰電價基礎上上浮20%。其中浮動比例最大的是安徽省,高峰電價上浮81.3%,低谷電價下浮58.5%,尖峰在高峰基礎上上浮20%,初步測算最大峰谷價差將達到0.9/kwh左右。根據中關村儲能產業技術聯盟的測算,若用戶側儲能系統一天兩充兩放,峰谷價差在0.6元/kwh以上,可以基本實現盈虧平衡。
    10月國家發改委發布《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》后,據中關村儲能產業技術聯盟跟蹤分析,近期26個省電網企業相繼發布了12月電網代購電價,代購電價格在0.2513—0.5044元/kwh不等,加上輸配電價和政府性基金及附加后,其峰谷價差普遍比之前發布的分時電價價差要小。以北京為例,原分時電價最大峰谷價差為1.11/kwh,而12月的電網代購電最大價差僅為0.63/kwh左右,峰谷價差縮小了0.48元,價差的大幅縮小,直接導致用戶側儲能基本無利可圖。而從全國來看,北京的現象不是少數,各省電網公司發布的代購電價格除浙江、上海、福建三個省份以外,其他省份代購電價格均不同程度的出現了峰谷價差明顯縮小的現象(具體請見附表1)。
    附表1:

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    結合《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》,及11月國家發展改革委聯合國家能源局共同制定了最新版《售電公司管理辦法》,明確工商業用戶將全部進入電力市場的改革思路,電網企業代理購電是過渡時期的方式,同時體現電網對不適宜進入市場的電力用戶的一種兜底保障,而非借代購電與市場爭利。

    在現貨市場未運行的地區,合理、靈活的分時電價政策有助于通過價格手段調節負荷側日益拉大的峰谷,是有效的系統平衡的手段。若因為電網代購電而縮小峰谷價差則有悖于國家政策的思路,不利于形成合理競爭的售電市場,不利于儲能、虛擬電廠等新興技術的應用。
    因此,我們建議應貫徹電網代購電與分時電價協同的政策思路,在現貨市場未運行的地方,電網企業代理購電用戶代理購電合同未形成有效分時信號的,應當按照當地分時電價政策規定的時段劃分及浮動比例執行。應嚴格按照市場競爭的方式形成價格,電網企業以報量不報價方式作為價格接受者參與市場出清,避免將優先發電電量作為低價的來源,且代購電價中還應包含偏差電費。此外,應形成合理的峰谷價格計算方法,峰谷電價應在電網代購電價+輸配電價+附加基金的基礎上按比例浮動,若僅在電網代購電價的基礎上按比例計算峰谷電價,則最終的電價峰谷差值將縮小。
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    輔助服務政策持續發布,省間交易有助儲能發展


    本月,國家發改委會同能源局,同意國家電網公司開展省間電力現貨交易。華中能監局和華東能監局分別發布儲能參與調峰輔助服務市場的交易規則,并允許儲能電站參與省間調節,為儲能創造了新的市場機遇。

    22日,國家發改委、國家能源局聯合發布《關于國家電網有限公司省間電力現貨交易規則的復函》稱,原則同意由國家電力調度中心會同北京電力交易中心有限公司按照《省間電力現貨交易規則》組織實施。省間電力現貨交易覆蓋國網公司和內蒙古電力公司范圍內全部省間交易,參與主體覆蓋所有電源類型。省間電力現貨交易啟動后,將有利于激發市場主體活力,通過市場化手段實現全網電力余缺互濟,促進清潔能源大范圍消納,為儲能提供了更多的市場交易機會。
    23日,華中能監局發布《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則(試行)》,文件中明確提出華中區域內包括儲能裝置、電動汽車充電樁、虛擬電廠及負荷側各類可調節資源在內的新型市場主體,可參與電網運行調節,并通過提供省間調峰輔助服務從相關省間電能量交易中獲取價差。本規則試行3年,初期從培育市場角度考慮,最大可提供調峰能力低于20兆瓦的新型市場主體,可作為市場統一出清價格的接受者,優先成交。新型市場主體優先滿足省內調峰需求,在市場運行日的低谷時段(23:00-06:00)、腰荷時段(12:00-16:00)可參與省間調峰輔助服務交易。新型市場主體獨立參與或以聚合方式參與市場,可提供的單次調節容量應不小于2.5兆瓦時,最大調節功率應不小于5兆瓦。
    30日,華東能監局發布關于公開征求《華東電力調峰輔助服務市場運營規則(修訂稿)》意見的公告,公告中提出調峰能力不低于額定容量50%的30萬千瓦及以上的抽水蓄能機組及電化學儲能電站可以參與華東電力調峰輔助服務市場。按照日前96點調峰(充電)“電力-電價”曲線進行申報,申報電力的最小單位為50兆瓦。出清結算采用統一邊際電價出清機制,每個時段申報電價由高到低排序,直至滿足該時段負備用需求,最后中標的申報電價為最終出清電價。對于消納購入調峰輔助服務費用的電化學儲能電站,要按照一定比例參與費用分攤。
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    直接補貼力度持續加碼,激勵儲能投資建設

    11月,寧夏回族自治區、蘇州市吳江區以及浙江省三地相繼發布儲能直接補貼政策,補貼力度持續加碼,將極大提高企業投資積極性。


    寧夏發改委發布的《關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》指出,在吳忠市、中衛市及寧東基地建設一批新型儲能試點項目,原則上每個地區儲能試點項目數量不超過3個,每個地區項目總規模不超過300MW/600MWh,要求試點項目于明年9月30日之前建成并網。項目評選按照先到先得原則,由各地區于明年11月底擬定試點項目名單上報自治區發改委。入選的儲能試點項目可享有2022、2023年度0.8元/kwh的調峰服務補償,每年調用完全充放電次數不低于300次,并在輔助服務市場中不考慮價格排序,優先調用。

    按照上述補貼方式測算,每個地區每年最多可以獲得約1.4億元補償(800元/MWh×300次×600MWh=1.4億元),補償力度在調峰市場中最高,但是經測算,若儲能電站僅參與調峰市場,仍難以具備經濟性,而寧夏的調頻市場規模較小,調頻需求不大,儲能若想獲得較好的收益,還需要參與更多的市場交易品種。

    蘇州市吳江區發布的《分布式光伏規?;_發實施方案的通知》提出,對實際投運的儲能項目,按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/kwh,補貼2年放電量。若按照10MW/40MWh儲能系統,每天兩充兩放進行測算,理想狀態下每年可獲得運營補貼近2000萬元持續兩年,項目收益較為可觀,較好地激勵補貼將直接推動吳江區分布式光伏與儲能的發展,也將吸引更多相關企業投資落地。

    浙江省發布《關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見》,文件明確提出,2021-2023年全省建成并網1GW新型儲能示范項目,十四五期間力爭實現2GW左右新型儲能示范項目發展目標。過渡期間,給予年利用小時數不低于600小時的調峰項目3年容量退坡補貼(200元、180元、170元/千瓦·年);聯合火電機組調頻的示范項目,Kpd值>0.9的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵一定用煤量指標。此外,非市場情況下,調峰項目的充放電損耗電量暫納入全省電網線損統計范疇。在目前浙江政策的支持下,獨立儲能電站僅參與調峰市場難以具備經濟性,浙江的調頻市場規模較大,還需要綜合考慮調頻市場的收益。


    附表2:


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    綜上,我國各類電力市場建設在持續推動中,有助于儲能獲取多重收益,但機遇與風險并存,儲能是否能夠真正通過市場交易獲益,還需要建立合理的市場規則,在市場改革的過程中,還需要各類市場建設之間做好協同,避免由于政策的波動帶來市場的不穩定。同時儲能從業者也應積極主動參與規則設計,了解市場運行方式,優化電站運行策略,提升抗風險能力,對市場變化形成合理預判。



    致讀者:


    中關村儲能產業技術聯盟(以下簡稱儲能聯盟)是北京市一級社團法人,中國社會組織評估5A級社團,是中國第一個專注在儲能領域的非營利性國際行業組織。儲能聯盟致力于通過影響政府政策的制定和儲能應用的推廣促進儲能產業的健康有序發展。聯盟在協同政府主管部門研究制定中國儲能產業發展戰略、倡導產業發展模式、確定中遠期產業發展重點方向、整合產業力量推動建立產業機制等工作中,發揮著舉足輕重的作用。

    對相關政策有任何疑問,可咨詢中關村儲能產業技術聯盟工作人員,聯盟將盡力做好解答和意見反饋工作,并與能源領域相關專業機構合作共同開展儲能政策研究工作,為行業主管部門政策制定做好支撐工作,為會員企業提供政策解讀和咨詢服務。


    撰寫人:副秘書長 李臻、政策研究經理 張佳寧
    聯系方式:010-65667069-808




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