儲能作為構建新型電力系統的重要支撐，對改善新能源電源的系統友好性，破解電力生產和消費同時完成的傳統模式，改善負荷需求特性，推動新能源大規模高質量發展起著關鍵的作用。推動儲能更好實現規模化、產業化、市場化發展，離不開價格機制和商業模式的進一步完善。近日，本報記者就相關問題采訪了電力規劃設計總院常務副院長胡明。

問：目前儲能主要包括哪幾類技術手段?它們的發展情況如何?

答：目前，儲能主要包括抽水蓄能和新型儲能兩類方式。其中，抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優的儲能技術，適合規模化開發建設。截至2022年底，我國抽水蓄能電站裝機規模約4579萬千瓦，根據《抽水蓄能中長期發展規劃(2021—2035年)》，到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上;到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右。

新型儲能是指除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的各類儲能技術，包含鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等不同技術路線。新型儲能受站址資源約束較小、布局靈活、建設周期較短，可實現與電力系統源、網、荷各要素緊密結合，有利于平衡新能源電源電力與電量關系，提高系統友好性、增強電網彈性、改善負荷柔性，與抽水蓄能在源側、網側、荷側形成不同的功能互補，共同為新型電力系統建設提供支撐。截至2021年底，全國新型儲能裝機超過400萬千瓦，預計2025年將達到3000萬千瓦以上。

問：目前抽水蓄能的商業模式和價格形成機制如何?

答：抽水蓄能已形成清晰的商業模式。

國家發展改革委于2021年印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，在堅持兩部制電價機制的基礎上，進一步完善了抽水蓄能價格疏導機制。

容量電價按電站容量核算固定收入，反映了抽水蓄能對系統的容量支撐價值，提供了穩定的收益預期，目前已明確納入省級電網的輸配電價回收，按經營期內資本金內部收益率6.5%進行核價。

電量電價按抽發電量核算變動收入，由過去的政府核定模式，轉變為以競爭性方式形成，在電力現貨市場運行的地區，按當地現貨市場價格及規則結算;在其他地區，上網電價按燃煤發電基準價執行，抽水電價按其75%執行，并鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購抽水電量，進一步體現其調峰價值。

隨著配套政策及價格機制不斷完善，各方對于抽水蓄能的投建積極性顯著提高，未來抽水蓄能電站將進入加速發展期。

問：請介紹一下新型儲能在不同應用場景下的商業模式和價格政策，目前面臨哪些難點?

答：目前，國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發揮的作用不盡相同，商業模式也有較大差別。

新能源電站配置儲能是當前新型儲能增量的主體，各地對于新建新能源電站配置儲能的比例和時長要求不同，一般在10%至25%、1至4個小時。通過配置儲能可降低新能源棄電量、支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場等獲取收益，但多數情況下，新型儲能成本主要納入新能源電站發電收入分攤。除配建儲能外，新能源電站可向獨立儲能電站租賃或購買儲能容量，如山東、青海等地正在推進的共享儲能模式。容量租賃費用是共享儲能電站的主要收入，此外，在部分地區其可參與電力現貨市場和輔助服務市場獲取收益。

除共享儲能以外的電網側獨立儲能，在當前的電力市場體系下，僅通過參與電力現貨、輔助服務市場難以滿足投資收益，限制了其大規模發展。國家發展改革委、國家能源局的多項文件提出，要研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，為電網側儲能電價機制指明了方向。

用戶側儲能主要利用峰谷價差套利。2021年國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，各地陸續明確尖峰電價機制，進一步拉大峰谷電價差，增大用戶側儲能收益空間。

總體看，鑒于新型儲能的應用場景廣泛、技術發展程度不一、成本相對較高，參照抽水蓄能形成統一價格機制的難度很大。同時，我國電力市場建設處于起步階段，各地結合自身特點在新型儲能參與市場機制設計上開展了有益嘗試，但現有市場和價格機制難以全面反映新型儲能的多重價值，可持續的商業模式仍需進一步探索。

問：未來，應通過哪些舉措進一步完善儲能的商業模式和價格機制?

答：下一步，推動儲能商業模式和價格機制進一步完善，還需多方面形成合力。

一是“分類施策”完善新型儲能成本疏導機制，開展政策試點示范。對“新能源+儲能”項目在并網、消納、考核等方面給予支持，提高新能源企業建設儲能的積極性。加快開展獨立儲能電站容量電價和電網替代性儲能納入輸配電價的相關機制研究，在有條件地區開展先行先試。

二是持續推進電力市場體系建設，推動儲能獲取多重收益。加快推進電力中長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場等建設進度，推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，完善充分反映儲能多重價值的市場機制，真正實現按效果付費。

三是強化新型儲能技術創新和產業鏈建設，加快推動成本下降。加強以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的儲能技術創新體系建設，著力推動新型儲能技術多元創新、加速技術更新迭代，不斷完善材料、部件、集成等上下游產業鏈，促進新型儲能成本下降。

四是推動新型儲能商業模式創新，促進源荷高效互動。加強新型儲能與“云大物移智鏈”等信息技術結合，推動儲能要素融入虛擬電廠、負荷聚合商、微電網等新興市場主體，充分挖掘新型儲能價值潛力。

五是研究儲能支撐多領域減碳作用，探索參與碳交易。充分發揮儲能在新能源乃至能源、交通、建筑等領域支撐減碳的價值，研究儲能參與碳交易的方式，爭取各領域減碳政策紅利。

加快構建新型電力系統，服務新能源規模化開發利用，支撐新能源對傳統能源安全可靠替代，是中國電力系統綠色低碳轉型、確保“雙碳”目標如期實現的關鍵舉措。分布式可再生能源發電( ，DRG)是基于風、光等新能源的分布式發電，具有建設周期短、應用場景多、環境負效應低、技術成熟度高等優勢，發展前景廣闊。在我國，DRG主要包括分布式光伏發電和分散式風電，分布式光伏發電最具有規模化發展前景。2021年，中國分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏，累積裝機超過1億千瓦。2022年前三季度，分布式光伏新增裝機超過全國光伏新增裝機的2/3，成為裝機增長最快的可再生能源發電類型。中國集中式與分布式光伏發電并舉的發展局面已經形成。

當前中國DRG發展面臨怎樣的形勢?如何徹底破除行業瓶頸，積極推動DRG與新型電力系統協調發展?回答好這些問題對中國電力綠色低碳發展具有重要意義。

中國DRG規模化發展

面臨的主要瓶頸

長期以來，中國電力系統的發展主旋律一直是“大容量、高電壓、遠距離”，負荷中心本地的電力供給體系反而成了“短板”和“軟肋”。促進DRG規模化發展，面臨著政府監管、項目開發運營、項目經濟性、調度與交易、融資、源網關系等多方面瓶頸。

政府監管方面，主要問題包括光伏項目用地政策存在不確定性，分布式發電項目管理流程不合理，分布式項目開發建設所需數據信息存在提供不及時、透明度不高等問題，以及DRG設備質量參差不齊、涉網參數標準不規范等。

源網關系方面，主要問題包括配電網的規劃設計、運行管理、保護配置等尚不能適應從“無源”向“有源”轉變;分布式發電市場化交易在一定程度上會減少電網公司的售電量，大概率會減少電網企業的售電收入;對于并網性分布式發電項目，大電網還需要承擔接入工程及相關電網改造投資，缺乏成本回收機制;大電網需要為分布式發電項目運行提供備用和調節服務，目前同樣缺乏成本回收機制等。

調度交易方面，主要問題包括DRG業主的市場主體地位尚不明確;分布式發電市場化交易面臨調度運行與交易結算等方面的困難;分布式發電綠證市場和國家核證自愿減排量(CCER)市場尚未啟動，綠色價值缺乏向經濟價值轉化的市場渠道等。

開發運營方面，主要問題包括DRG項目標準化程度低、信用風險高;用戶有違約不繳納或延期繳納電費的風險;項目發電量、營收與用戶企業的效益緊密相關;屋頂分布式光伏項目沒有產權，資產不穩定;大規模發展DRG將面臨現場維護等問題。

項目融資方面，主要問題包括項目融資難、渠道窄、成本高;資產評價標準及保險機制欠缺;未能調動起社會資本參與到分布式可再生能源投資的積極性等。

項目經濟性方面，主要問題包括戶用分布式光伏補貼政策延續存在不確定性;用戶電價變化，特別是電價降低對項目經濟性影響嚴重;DRG技術成本(為滿足并網運行要求的投資)的影響;上游產品價格市場化程度高、波動性強，項目造價難以控制;屋頂質量參差不齊，改造成本影響大等。

中國DRG規模化發展主要趨勢

近幾年，推動中東部地區DRG發展已成為中國加快能源綠色低碳發展的重要舉措之一，并在《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》《“十四五”現代能源體系規劃》和《國家發展改革委國家能源局關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》等重要文件中被多次強調。中國DRG主要發展趨勢可總結如下：

一是在開發建設上，加強城鎮、鄉村光伏規模化發展。中國已經開始更加重視分布式光伏的規模化開發，主要措施包括開展整縣屋頂光伏開發和開展“千鄉萬村馭風行動”“千家萬戶沐光行動”，并重點關注光伏與農業等產業的協同發展。

二是在價格機制上，減少補貼和市場扭曲，僅保留戶用分布式光伏補貼。中國的工商業分布式光伏已進入平價時代;戶用分布式光伏由于和鄉村振興計劃緊密相關，可能還需要一段時期的補貼支持，但這個時間預計不會過長。

三是在新能源消納方面，強制性可再生能源電力消納政策與豐富的用電場景，能有力保障新能源消納。大力增加DRG應用場景，提高新增用電中的可再生能源發電比例，包括鼓勵產業園區和企業利用自有場地建設DRG、鼓勵在交通樞紐場站及公路和鐵路沿線合理布局“DRG+儲能”設施、加強DRG賦能農業發展等。

四是在并網運行方面，合理配置儲能、改善運行性能，促進DRG與電網友好互動。隨著中國分布式光伏發電進入快速增長期，大規模分布式光伏并網運行，將對配電網的規劃、運行、維護、調度產生重要影響，源網之間的矛盾逐漸凸顯，電力系統運行需要充分考慮分布式光伏的影響。可以預見，會有越來越多的地方對分布式光伏發電提出并網技術要求。

五是在市場交易方面，分布式發電規模化發展，對參與市場交易的需求越來越強。隨著應用場景的增加、裝機總規模的增大，DRG的非自發自用的電量規模將會大概率增加。這部分電量更需要通過市場化機制實現就近交易，實現更大的經濟價值和環境價值。

這些新發展趨勢也體現了在中國實現“雙碳”目標過程中，DRG面臨的新要求，與中國該如何推動DRG規模用戶發展緊密相關。中國發展DRG一定要緊密結合中國的具體國情，但又不能“閉門造車”，需要采取開放態度，深入了解和積極借鑒其他先進國家的經驗。德國是分布式能源發展較早而且較為成功的國家，其相關實踐對中國具有相當的政策啟示意義。

德國在推動DRG發展方面的實踐

多年以來，德國一直是應對氣候變化和能源綠色轉型的積極倡導者和實踐者。2022年7月上旬，德國通過了“復活節一攬子方案”( )，提出德國電力行業在2035年基本實現溫室氣體排放中性的目標，而且2030年可再生能源在終端電能消費中的占比至少要達到80%。2021年，該指標是42.4%。需要指出的是，德國可再生能源裝機以分布式能源，特別是分布式光伏發電為主。德國分布式能源安全高效發展的主要經驗包括以下幾個方面：

法規先行并適時調整。自2000年正式頒布以來，德國的《可再生能源法》(EEG)進行了多輪修訂，包括從以固定上網電價為主的激勵政策到提高對光伏發電補貼，從鼓勵自發自用到鼓勵新能源發電進入市場，從實施光伏發電招投標試點到全面引入可再生能源發電招投標制度等。這些政策調整突出了機制和措施創新，取得了預期效果。

規范并網運行管理。一是重視分布式電源接入電網的并網技術標準，包括接入系統原則、電能質量、功率控制與電壓調節、短路電流、孤島保護等。二是重視并網運行管理，對于向外部銷售電力的分布式電源，德國法律規定此類分布式電源必須是可控的。三是重視功率預測。

重視靈活性資源作用。德國非常重視發揮用戶側、電源側、配電網側和輸電網側的各類靈活性資源的作用，重視采取市場機制發揮這些資源的價值。德國重視對“用戶側光伏+儲能”裝置的金融支持。2013年，德國聯邦政府設立光伏儲能補貼支持計劃，可為用戶儲能設備提供投資額的30%的補貼，但要求光伏運營商須將其60%的發電量送入電網，同時儲能系統必須有7年質保。2016年開始，德國復興信貸銀行(KfW)通過提供低息貸款和現金補助的方式支持用戶側光伏配儲能，鼓勵用戶最大限度自發自用。

采用適合的平衡機制。為更好地消納分布式可再生能源發電，德國實施了電網平衡基團機制。每個平衡基團是一個電力供需平衡責任方，首選要爭取各自內部實現供需平衡。當無法實現平衡基團內部平衡時，平衡基團可以向同一個輸電網控制區內的其他平衡集群購買平衡服務，或可以借助跨國輸電網控制區實現平衡，甚至到歐洲大電網購買平衡服務。在此過程中，平衡基團和輸電商的合作是電力供需平衡的關鍵。目前德國共有2700多個平衡基團，在電力市場和電網運行中發揮著重要作用。

發揮電網區域互聯的作用。德國可再生能源的加快發展離不開鄰國電網分擔相關發展壓力。德國與周邊鄰國電網通過30余條220～400千伏的跨國輸電通道互聯，還通過海底電纜與瑞典、挪威電網互聯。這些跨國輸電線路擴大了德國新能源發電的平衡區域，有利支撐了德國電力系統運行。德國在近些年是歐洲國家中出口電能最多的國家之一。

其他方面。德國規劃多年連通北部北海風電富集區與南部負荷中心的“南北輸電大通道”建設延緩，從一定程度上刺激了具有本地化特點的DRG的發展。此外，德國積極推動點多面廣的DRG聚合，通過采取虛擬電廠、需求側響應、以電為中心的多能耦合等措施，提高分布式能源對電力系統運行的支撐功能。

創新推進中國DRG

與新型電力系統協同發展

受德國發展DRG實踐的啟發，結合中國規模化發展DRG面臨的主要瓶頸和未來發展趨勢，本文提出促進DRG與新型電力系統協調發展的措施如下：

在政府監管方面的主要措施

一是根據分布式光伏典型應用場景特點，結合新型電力系統發展趨勢，重新制定分布式光伏相關規范，重點支持“自發自用，余量上網”模式。二是對分布式發電配儲能，在上網電價或(和)購電價上給予優惠。三是加強對整縣屋頂分布式光伏項目業主選擇中出現的市場準入低、不公平參與等問題的監管和糾正。四是加強標準體系建設，提高DRG相關設備質量，規范涉網參數管理。

在源網關系方面的主要措施

一是研究創新適應高比例可再生能源配電網規劃、設計、運行方法，重點加強直流配電技術、柔性直流技術和新型儲能技術等研究，提高配電網接納分布式新能源的能力。二是加大對現有配電網升級改造力度，提高配電網智能化水平，提升存量資產利用率。三是加強配電網與用戶側涉網設備/終端接口標準、通信規約建設，增加對用戶側可調節負荷、需求側資源的互動水平，提高配電系統的感知能力與運行韌性，確保系統物理安全和信息安全。四是加強源網荷儲集成一體化模式探索與創新發展。五是針對DRG項目是民生類還是商業類的不同，建立接入工程成本回收機制。屬于民生類項目的，通過輸配電價回收;屬于商業類項目的，主要通過電源企業投資為主。六是制定備用容量定價機制，確保電網企業服務價值和服務質量。七是針對大電網為消納分布式發電提供的調節服務，制定分布式發電企業與用戶合理分擔的成本回收機制。

在調度交易方面的主要措施

一是明確分布式發電商及儲能服務商、靈活性資源集成商等的市場主體地位。二是建立不同平衡區域的靈活調節資源庫，建立不同范圍平衡區域的靈活性協同機制，適應多樣運行方式的需要。三是探索建立適應分布式發電規模化發展的電力市場體系，完善分布式發電市場化交易。四是創新調度體制，確保省調度中心對中低壓接入、容量達到一定規模的DRG項目實現“可觀、可測、可控”，在分布式發電較多的地區開展平衡集群試點。五是提高信息通信安全穩定性和數據處理功能，提高數據信息的透明性，建立高效、順暢、安全的源網荷儲數據信息交互機制，發揮數據服務作用，利用數字化技術提高系統可靠性。六是盡快啟動溫室氣體自愿減排交易市場(CCER)，推動分布式發電綠證市場、綠電市場和碳市場協同發展。

在開發運營方面的主要措施

一是加強分布式發電技術和管理標準體系建設，規范涉網設備的技術檢測與認證。二是加強分布式發電業務信用體系建設，涵蓋設備制造、設計、投資、施工、運營和維護、用戶等全鏈條，加強信用評估，并與社會信用體系聯動，減少信用風險。三是建立分布式發電企業與用電企業銀行賬號綁定關系，能夠采用月度自動劃撥的形式收取電費。四是制定屋頂分布式光伏項目產權確權辦法，提高相關資產穩定性和融資能力。五是鼓勵采取智能化、物聯網技術，提高對點多面廣的分布式發電項目的狀態監測水平，支持采取專業化、本地化、平臺化運維新模式。

在項目融資方面的主要措施

一是完善分布式發電資產評估體系，完善相關保險制度，將其納入綠色金融支持范圍，合理界定分布式發電綠色金融項目的信用評級標準和評估準入條件。二是拓寬分布式發電項目融資渠道，加大綠色債券、綠色信貸對分布式發電項目的支持力度。三是研究探索將分布式發電項目納入基礎設施不動產投資信托基金(REITs)試點支持范圍。四是支持將符合條件的分布式發電項目溫室氣體核證減排量納入全國碳排放權交易市場進行配額清繳抵銷。

在項目經濟性方面的主要措施

一是明確戶用分布式光伏補貼延續年限，減少政策不確定性。二是加強對分布式發電涉網設備(含通信)造價管理，確保投資更合理、更透明。

主要政策建議

確保中國DRG規模化高質量發展，基礎是加快形成DRG對地方經濟、生態、社會發展的推動促進作用，關鍵是建立起DRG與電力系統協調關系，核心是加強體制機制創新、技術創新和市場創新。鑒于此，特提出如下建議：

一是從中央層面加快完善DRG發展相關法規政策，指導地方政府制定發展戰略，推動DRG高質量發展。加快修訂《可再生能源法》，鼓勵利用鄉村、城鎮和公共建筑、各類園區、廠區的閑置屋頂或土地建設DRG，促進清潔能源開發利用。完善《物權法》，明確屋頂分布式光伏項目的獨立產權性質，解決確權問題。啟動地方分布式可再生能源資源量調查，建立典型場景庫，由各地能源主管部門牽頭研究編制本地包含DRG在內的分布式可再生能源多元化發展戰略和規劃布局。

二是以“價格、調度和市場”三類機制創新為重點，理順源網荷儲各方利益關系。加快建立可有效及時反映DRG系統價值、電網為接納和配置DRG電能進行合理投資的定價機制，在DRG項目與用戶、電網企業之間建立合理的電力系統成本分攤機制。推進分布式發電市場化交易落到實處，依托地市調度機構建立市域范圍內的DRG交易中心，鼓勵DRG項目與鄰近用戶建立長期交易關系，形成穩定的DRG市場化發展條件。

三是以“規劃、技術和靈活性資源”三類創新為重點，全面提升配電網對高比例新能源的適應能力。針對配電網從“無源”變成“有源”、新型用電負荷不斷出現、電源隨著DRG比例增加呈現結構性變化的情況，創新配電網規劃技術、評價體系。加強技術創新，重點包括新型儲能技術、功率預測技術、直流配電技術和柔性直流輸電技術、高比例新能源配電網的仿真技術等。加強數字化、智能化技術應用，高效、科學集成DRG、電動汽車、需求側響應、可調節負荷等各類靈活性資源，參與電力市場現貨與輔助服務市場。

四是兼顧系統安全與DRG可持續發展，因地制宜制定DRG并網技術標準體系。各地應科學研究當地配電網為實現安全可靠接納配置DRG，在信息通信、故障穿越、設備調節控制等方面所需要的最低技術條件。重視對DRG配儲能技術標準的研究編制，避免電網系統調節責任過度轉移給新能源發電企業。

五是推動建立DRG鄉村振興發展基金，促進DRG的發展紅利惠及“三農”。積極吸納金融機構、設備制造企業、電網企業、鄉村集體等共同建立DRG助力鄉村振興發展基金，助力鄉村用能綠色轉型，改善農民用能用電狀況，增加農民收入，促進鄉村農業與DRG的復合式發展。

六是以激發社會資本和全民參與為重點，進一步深化電力體制改革。以推動分布式發電市場化交易為抓手，鼓勵社會資本和全民參與推動DRG發展。加快落實《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》(發改能源〔2022〕206號)，在符合電力規劃布局和電網安全運行條件的前提下，鼓勵通過創新電力輸送及運行方式，實現可再生能源電力項目就近向產業園區或企業供電。

END

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件，作者系博眾智合(Agora)能源轉型論壇中國電力項目主任尹明、博眾智合(Agora)能源轉型論壇總裁涂建軍。