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建立市場長效機制公平引導儲能參與市場

核心提示:隨著高性能儲能技術進入輔助服務市場特別是調(diào)頻輔助服務市場,現(xiàn)有補償分攤機制下的資金總盤面臨機制風險,由于受益主體和肇事主

隨著高性能儲能技術進入輔助服務市場特別是調(diào)頻輔助服務市場,現(xiàn)有補償分攤機制下的資金總盤面臨機制風險,由于受益主體和肇事主體尚未完全負擔輔助服務成本,壓力全部轉(zhuǎn)嫁至發(fā)電企業(yè)的做法矛盾突出。而為應對大規(guī)模儲能進入市場的需求,不得不調(diào)整政策補償標準以降低資金使用風險。

過去一段時間,蒙西、華北、廣東等地調(diào)整了調(diào)頻補償計算規(guī)則,12月,《青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則》(征求意見稿)、《湖南省電力輔助服務市場交易規(guī)則(征求意見稿)》印發(fā),調(diào)峰補償分別由0.7元/千瓦時、0.5元/千瓦時降低至0.5元/千瓦時、0.2元/千瓦時。

同時,《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調(diào)峰市場交易實施細則(試行)》正式印發(fā),獨立儲能市場主體參與電力調(diào)峰交易時申報價格按照火電機組參與電力調(diào)峰交易末檔區(qū)間執(zhí)行,相比原征求意見稿對儲能給予高額調(diào)峰補償支持,試行稿不再對儲能參與調(diào)峰予以過度傾斜,合理公平調(diào)用各類服務資源參與市場。

同月,華東能監(jiān)局印發(fā)《安徽電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》,公用儲能概念得到突出,電源側(cè)和負荷側(cè)儲能資源也可獨立出來作為公用電儲能參與輔助服務市場,原《電化學儲能電站參與安徽電力調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則條款》曾提出儲能調(diào)峰申報價格最高不超過800元/MWh,按上限價來看,其補償標準在全國范圍內(nèi)居高,但儲能與新能源配套應用的投資收益還與實際調(diào)峰調(diào)用次數(shù)顯著相關。

南方區(qū)域也再次修訂“兩個細則”,原有0.5元/千瓦時的調(diào)峰補償標準未做改動,但后期還需針對儲能項目參與服務落實政策支持,這也是南方區(qū)域?qū)δ芗夹g參與市場的多次靈活調(diào)整和嘗試。而為支持儲能與新能源配套應用,在短期成本難以向受益方傳導的情況下,輔助服務補償需要在遵循市場公平的前提下適當支持儲能技術應用,并避免政策波動對項目投資所造成的影響。

本月,華北能監(jiān)局調(diào)整了第三方主體參與調(diào)峰輔助服務的市場規(guī)則,山西也正式確定用戶資源參與輔助服務的基本條件,獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調(diào)峰交易費用將在發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)按比例進行分攤,這是形成市場長效邏輯的有益嘗試。廣東能源局、南方能監(jiān)局所印發(fā)《關于征求<廣東電力市場容量補償管理辦法(試行,征求意見稿)>等文件意見的函》,首次提出容量補償費用收取機制,形成了從發(fā)電到用戶的補償追溯和從用戶到發(fā)電的補償償還機制,而需求響應機制也將充分與現(xiàn)貨市場機制掛鉤,用戶側(cè)儲能資源獲得參與市場身份并可單獨接受響應效果評價。而在現(xiàn)有市場機制尚不健全的情況下,尚不允許獨立儲能和發(fā)電側(cè)儲能參與需求響應的做法也符合市場基本規(guī)律,且降低了政策補償支付的風險。

近期,江蘇、江西、山西和青海等地落實電力現(xiàn)貨市場建設方案,提出未來電力市場深化改革發(fā)展路徑。而隨著輔助服務市場交易品種體系逐步完善,市場化價格機制逐步形成,“誰受益,誰付費”和“誰肇事,誰付費”的基本市場邏輯逐漸形成,用戶與發(fā)電主體共同分擔輔助服務成本費用的市場化機制建立,最終一個良性的市場格局形成,儲能參與市場所造成的“資金風險”將逐步消除,而“綠色發(fā)展”所帶來的電能量成本和所造成的波動調(diào)節(jié)成本逐步將在終端電價中有所體現(xiàn),在一定調(diào)節(jié)上限能力下的“按效果付費”將獲得合理支付。本著成本最優(yōu)、效率最高的原則調(diào)用各類資源為電力系統(tǒng)提供服務,青海也暫時提出“最后開展儲能調(diào)峰市場的出清”,但未來,在綜合考慮各類資源成本的情況下,還應開放各類主體公平參與市場身份,讓各類主體依成本、依效果自主參與市場競爭并提供服務。

繼安徽等地落實分布式光儲配套項目資金支持政策后,西安市工信局在《關于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(征求意見稿)》中提出支持光伏儲能系統(tǒng)應用,并對儲能系統(tǒng)實際充電量給予1元/千瓦時補貼,同一項目年度補貼最高不超過50萬元。分布式光伏和儲能在我國實現(xiàn)真正意義的配套應用和商業(yè)化發(fā)展還需幾個前置條件,一是真正實現(xiàn)平價上網(wǎng),不再給予度電支持;二是電力市場價格反應真實電力價格水平;三是“全額消納”不再是保證性政策,電網(wǎng)根據(jù)新能源發(fā)展實際情況和電力系統(tǒng)實際運行情況吸收分布式光伏電能。自此,用戶提高“自治”能力的需求將格外突出,也就真正實現(xiàn)了富余光伏發(fā)電量向儲能存儲,并在其余高峰時段進行釋放的運營模式,減輕“電網(wǎng)依賴”成為用戶降低用電成本的迫切訴求。

本月,國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》,政策提及峰谷電價差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款,逐步拉大峰谷差價。但為保證市場平穩(wěn)健康有序,降低買賣雙方交易難度,市場初期會參照現(xiàn)有目錄電價和政府確定的分時段指導價進行電價差協(xié)定,指導價的峰谷差價不會低于已有目錄電價的峰谷差價。

整體來看,無論是中長期交易機制還是現(xiàn)貨市場機制設計都提出逐步拉大峰谷價差,各地在新一輪電價調(diào)整過程中也逐步考慮現(xiàn)有電力供需實際情況,從拉大峰谷價差、調(diào)整峰谷電價執(zhí)行時段等角度完善電價體系,進一步引導用戶錯峰填谷,并對用戶側(cè)儲能技術應用提供了有力支持。



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