电力市场化改革对储能产业发展的影响

电力市场化改革对储能产业发展的影响

1 前言

自2015年中国重启新一轮电力体制改革以来，在价格机制调整、配售电放开、直接交易和辅助服务市场建立等方面取得了突破性进展，政策引导和试点示范并行拉动市场化进程。随着全球储能呈规模化发展，业内更加关注电力市场开放程度与储能产业发展之间的匹配关系。中国电力市场化改革正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺路，仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随着市场化程度的深入而发生本质改变。本文通过总结国外电力市场对储能产业发展和技术应用的关键作用，说明我国电力市场化改革对储能产业发展的重要影响。

2 电力市场化改革历程

国外真正意义的电力市场化改革始于上个世纪80年代。在上世纪80年代末期，以英国为代表的一些资本主义国家推动了电力市场化改革，随后美洲、欧洲[1，2]、大洋洲和亚洲[3]

的一些国家和地区相继推动电力体制改革，从而在全世界范围内掀起了电力改革的浪潮。

市场在资源配置中发挥决定性作用的经济体制改革思路，为深化电力体制改革指明了方向[4]。我国电力行业改革也可以追溯至上世纪80年代，随着2002年电力体制改革方案的出台，我国电力体制改革工作在厂网分开、竞价上网、打破垄断和引入竞争方面取得了一定的进展。当前，电力体制改革工作已进入新的阶段，这也意味着改革工作的重启。纵观国内外电力市场化改革历程，可将其分为三个阶段，如图1所示。

图1 电力市场化改革发展阶段

①第一阶段：重组电力结构。打破垂直一体化的电力结构，对其固有体系进行结构拆分。主要表现为在发电侧引入多元投资主体，促进电力投资，保证电力供应；在售电侧引入竞争，多类型售电主体出现，售卖电力并进行能源管理；在输配侧依然维持自然垄断，但对其加强监管，或对输电和配电环节进行拆分，允许社会资本进入配电环节。

②第二阶段：完善市场机制。为确保国家电力运行安全稳定，通过完善电力法律、设定市场规则、设计交易模式、设立保障机构等搭建市场机制，针对改革中出现的问题逐步完善市场机制，并趋于稳定化。

③第三阶段：紧跟市场动向。在全球低碳时代中，电力市场还要重点考虑如何利用市场化手段带动清洁能源发展，在电力供应链条中，还要考虑互联网、储能等新技术的应用，整个电力市场运作要以安全、清洁、高效为目标。

3 我国电力市场化改革对储能产业发展的影响

从《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》下发至今，全国电力体制改革如火如荼。近两年，改革工作在输配电价核定、售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展，电力体制改革所推进的价格机制调整、交易试点实施、辅助服务市场试运行正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺路。

3.1 价格机制调整推动储能产业发展

输配电价改革是价格机制调整的第一步，现阶段输配电价改革尚不能为储能产业发展带来直接的促进作用，但输配电价改革所带来的未来整个价格机制的形成决定着储能产业的走向。

此外，政府通过输配电价改革要形成对电网企业的约束和激励机制，既要约束其不合理投资和成本投入，并固定收益，也要激励电网企业履行社会责任，主导实施电力需求侧管理等精细化管理措施，进一步提高电力系统建设运行效率。而电网企业因此而投入的资金成本可计入输配电价成本，由此带来的损失还可以通过其他收益方式予以回收。未来，电力需求侧管理等措施在电网企业的主导下，将会为储能产业发展创造新的空间，以储能装置参与永久性负荷削减、需求响应乃至应急服务都会得到来自政府或电网企业的补偿，储能在参与电力安全稳定运行方面的作用和价值将会体现。

3.2 售电放开为储能技术应用提供平台

售电侧的放开激发了市场主体参与电力市场的活力，新增售电公司和电力用户首先享受到了电价降低所带来的直接收益。未来，随着电力市场购售电差价空间的逐渐减小和电力用户对价格敏感性的增强，售电公司所提供的增值服务将成为售电市场竞争的关键，获得更低的电力价格和更可靠的电力供应成为电力用户长久不变的目标。

3.2.1 售电公司需要储能参与创造额外收益

储能技术在用户侧的应用可以降低用户电费支出，包括通过削峰填谷获取更低的电价并躲避高峰电价，减少用户月度需量电费支出。对于售电公司而言，销售更多电量获取收益与降低电费成本获取收益并无本质区别，售电公司还可通过提高用户的用电效率，将额外的富余电量销售给其他用户主体，即在总销售电量不变的情况下，降低用户和自身购买电力的成本，创造更多的售电价值。

3.2.2 售电公司需要储能参与稳定电力供应

储能技术的应用可为集成用户资源的售电公司提供更优质的负荷曲线，提升售电公司与发电企业的议价能力。同时，储能技术作为稳定输出和提供备用的重要技术，将成为售电公

司降低电力供应风险的主要手段，一方面用户侧储能技术将获得更广泛的应用，另一方面配售电公司自建储能电站和社会公用储能电站都将发挥不可替代的“保供应、保稳定”的作用。

3.3 辅助服务市场建设为储能创造价值增值机会

在发电侧，省级以上电力调度指挥的并网发电厂，单机装机容量10×104kW及以上的火电机组都可以参与该市场。而用户利用储能系统提供辅助服务，则需要进行市场准入。以东北辅助服务市场为例，用户侧和发电侧电储能参与调峰的具体要求见表1。规则既对用户侧电储能系统的运行情况进行监测和约束，也对发电侧电储能系统的充电能力提出了要求。

表1 电储能参与调峰的具体要求

从交易模式来看，用户侧电储能系统参与调峰交易的交易周期为月度及以上，交易模式为双边交易。市场初期确定双边交易价格的上下限分别为0.2元/(kW·h)和0.1元/(kW·h)。发电侧风电场和光伏电站储能设施参与调峰，则由储能设施运营方与电场和电站协商交易。

从用户侧储能提供辅助服务获得的收益来看，用户侧电储能设施获得的辅助服务费用为：∑成交电量×成交价格+∑调用剩余电量×调用补偿价格。签订双边合同的风电企业支付给电储能设施的辅助服务费用为：∑成交电量×成交价格。若双边交易未成交，或交易后电储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下调用，调用电力对应电量按照双边交易设定的上限、下限价格平均值予以补偿，补偿费用按照实时深度调峰有偿辅助服务补偿费用分摊方法进行分摊。

从发电侧储能提供辅助服务所获得的收益来看，在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、计算费用和补偿。在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。

3.3.1 参与身份得到确立