​【政策解读】电力步入新篇章，储能跨进新时代

2021年12月24日，新版“两个细则”正式取代了原国家电监会制定的旧版“两个细则”。总体而言，新版“两个细则”可概括为：“面对新问题、拓展新主体、引入新品种、遵循市场化、构建新机制”。其中，《电力并网运行管理规定》重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户侧可调节资源等的管理进行了丰富与补充，《电力辅助服务管理办法》重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了具有前瞻性的丰富与扩展。正如下表所示，新、旧“两个细则”的变化之巨大已经不能用“修订”来简单描述，其重要性是不言而喻的，其影响性将是广泛而深远的，是中国未来新型储能技术可持续发展的奠基石。

自从新型储能技术在能源行业应用以来，纵观国内外新型储能的相关政策与市场规则等制度文件与文献资料，有关新型储能身份问题更多地集中在参不参与市场、独不独立交易等市场准入层面。然而，我们一直没有解决新型储能的“我是谁”这一根本问题，以至于在各地实际管理过程中涉及的新型储能一二次设施等建设标准、并网标准、运行规范、运营规则等各个方面往往简单套用现有的源侧或荷侧管理框架与模式，这给新型储能的规划建设、运营运行等不同环节造成了很多不必要的管理过程与额外成本。这一问题也体现在《电力并网运行管理规定》征求意见稿中的第二条“本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等并网主体”里将新型储能与源侧主体并列描述中。

实际上，新型储能在能源行业的最大价值是将能源的生产与消费在时间上的解耦，其与源侧的各类发电主体的最大差异是自身不能产生能源，与荷侧用能主体的最大不同之处在于自身也不是能源的最终消费者。因此，新型储能既不属于“源侧”更不能归类到“荷侧”，是一种独立的新型主体。这在正式颁布文件第二条“本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，以及电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）等负荷侧并网主体”里将新型储能与“发电侧并网主体”、“负荷侧并网主体”分开并列表述中得到充分体现，这从根本上解决了新型储能“我是谁”的问题，为新型电力系统下的科学规范化管理新型储能扫清了根本性障碍。

我国各地能源供给与消费结构存在着天然的时空差异，市场化进程更是参差不齐。因此，自从2003年旧版“两个细则”颁布实施以来，各地“两个细则”的执行细则更是分化明显，尤其是在新型储能的涉网运行管理与辅助服务等方面。为解决新型储能运行涉及的技术指导和管理方面的问题，在《电力并网运行管理规定》明确了新型储能需满足的基本功能、涉网性能与参数、自动化设备等运行层面的基本管理框架，在第二十条中明确了“参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行”的执行依据，但并没有像发电侧并网主体的技术指导和管理工作一样详细，这为未来各地编制可满足本地运行管理与辅助服务等需要的执行细则提供了可参照框架的同时，也为各地差异化预留了一定的发挥空间。

长久以来，我国业界一直存在新型储能“特殊化”的呼声，不是伸手要“补贴”，就是要“特殊”规则，这既不符合“三公”原则的平等精神，亦不遵循市场化道路的发展精髓，试图把新型储能放在“温室”中“饲养”，实则是一种极其不自信的表现。纵观我国科技产业发展历程，“卡脖子”都是被“保养”出来的，只有“市场化”才是我国新型储能的正确成长之路。其实，“市场化”不仅仅是指电能量与辅助服务的市场化交易与品种，亦包含在我国能源发展的不同阶段中新型储能技术路线的“市场化”选择、不同灵活性调节资源间的“市场化”选择等问题。与“补偿”为主的旧版“两个细则”不同，“市场化”贯穿于新版“两个细则”之中，涵盖了市场主体、准入机制、参与机制、调用机制、考核机制、结算机制、运行执行等各服务或交易环节，与监督管理等管理环节构成了一个“无歧视”的闭环体系，这是睿智的、科学的制度性设计与安排，并将新型储能无歧视地“放养”在这样的市场化大环境之中。我们坚信，处于“放养”下的我国新型储能产业及其生态将会变得更加强壮与健康，将可更加从容地面对“以新能源为主的新型电力系统”的机遇与挑战。

在国家“双碳”目标战略背景下，在以新能源为主的新型电力系统中，供给上将出现集中式新能源与分布式新能源长期并存的局面，组成上将出现以电力电子技术为主导的弱惯量电力系统，消费上将涌现海量含分布式能源、具有一定自平衡特性的微电网，机制上将出现多层构架的协同化市场交易，运行上将出现多级耦合的分层协同调控体系。因此，在《电力并网运行管理规定》中明确了对发电侧并网主体的运行涉网范围、功能需求及其要求等，比如在第五条新增一次调频系统、新能源功率预测系统等范围，在第二十条“并网主体参与电力系统调峰时，调频、调压等涉网性能应满足相关规定和具体要求”等要求，暗示了新能源“常规化”的制度设计，为新型储能等灵活性资源的价值体现提供了巨大的想象空间。在《电力辅助服务管理办法》中新增了转动惯量、爬坡等辅助服务新品种，及其完善的辅助服务市场化机制，有利于发挥新型储能等灵活性资源的优势，以满足新型电力系统所表现出来的低碳清洁化、双端随机化、主体多元化、源网荷互动化、交易机制多样化等客观需求，以进一步支撑新能源接入和消纳，提升电力系统可靠性和电能质量，更好地完成保障电力供应安全与推动绿色低碳发展两大任务。

自从2002年5号文颁布以来，我国电力行业不断探索适合中国能源发展客观需要的市场体系与机制。然而，长期的计划经济思维惯性，导致我国的电力成本传导机制长期不畅，给电力系统的安全稳定运行带来了一系列显性矛盾与隐性风险，亟待构建可贯穿到用户侧的电力成本传导机制与可覆盖低碳清洁化外部性的全社会成本疏导体系。根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模将达到3000万千瓦以上。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2022年底，我国新型储能累计装机规模将达400万千瓦，其中锂离子电池储能占比约为90%。现阶段，锂离子电池储能成本约1500-2000元/千瓦时。随着低成本长时储等关键技术逐步突破，新型储能成本将会回归正常且持续下降，预计2025年，锂离子电池储能成本将下降约30%。以当前新型储能中装机规模占比最高、技术经济性最优的锂离子电池储能为参考标的，按照2023年锂离子电池储能单位造价1500元/千瓦时、到2025年单位造价下降30%（2023至2025年逐年锂离子电池储能单位造价分别为1500、1350和1200元/千瓦时）、运行周期10年、基准收益率8%、运营成本费率2.5%、系统效率81%、系统逐年平均衰减率1.5%、储能时长2小时测算，到2025年，新型储能累计投资总额约663亿元（2023至2025年逐年投资总额分别为260、221和182亿元），待疏导累计费用约为93亿元（2023至2025年逐年待疏导费用分别为36.3、31.0和25.6亿元）。由此可见，目前单纯基于源侧的辅助服务成本分摊与传导机制将无法承受新型储能等灵活性资源的疏导需求。因此，《电力辅助服务管理办法》进一步完善了辅助服务考核、补偿等机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立了用户参与的分担共享机制，形成了可贯穿到用户侧的电力成本传导机制，为新型储能等灵活性资源的可规模化发展提供了基础。