“截至2024年4月，貴州電網共投產電化學儲能電站16座，備案容量203萬千瓦，實際投產195.5萬千瓦，其中15座獨立儲能電站已完成全容量投產，成為南方五省區規模最大的電化學儲能基地。”貴州電網有限責任公司電力調度中心副總經理黃曉旭在“第12屆儲能國際峰會暨展覽會(ESIE 2024)”新型儲能與電力市場分論壇上指出。

　　貴州電網儲能運行情況及問題思考

　　受“迎峰度冬”特性影響，貴州電網在冬季的時候電力供應較為緊張，亟需電化學儲能做頂峰的支撐。為保障冬季電力供應安全，貴州從2023年7月開始建設電化學儲能，省發展改革委、省能源局聯合下發《關于開展我省 2023年獨立儲能示范項目建設有關工作的通知》(黔能源〔2023〕52號)， 按照“積極穩妥、總量控制、電網需要、示范建設”的原則，優選了15個裝機共195萬千瓦/390萬千瓦時的獨立儲能項目作為示范項目，半年時間完成了項目投產，于2023年11月 30日前按期并網的獨立示范儲能項目。貴州緣何跑出了儲能加速度?

　　貴州儲能政策保障方面主要有四個方面：

　　一是獎勵補貼政策，2023年11月30日前全容量建成投運的儲能項目給予了一次性獎補，標準的是30元/千瓦時。

　　二是電價政策，充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，放電結算電價按對應電壓等級、對應時段貴州電網代理購電用戶當月峰平谷銷售電價進行分時段結算。

　　三是容量租賃政策，明確示范項目可按裝機容量的1.4倍提供租賃服務，要求新能源電廠必須要配置10%的儲能容量，價格為150-200元/千瓦時•年;

　　四是調用保障政策，針對儲能示范項目，在納入市場前，年調度放電利用次數不低于300次。

　　從實際調用場景來看，貴州儲能調用主要用于高峰頂峰和新能源消納兩個方面。頂峰主要發生在迎峰度冬期間，可以緩解頂峰電力供應的緊張。從近期的運行情況來看，它的場景在發生一些轉變，將儲能應用于新能源消納，以解決光伏在午間消納困難的問題。

　　新型儲能是新型電力系統的重要支撐，今年的政府工作報告指出，積極穩妥推進碳達峰碳中和，深入推進能源革命，加快建設新型能源體系，發展新型儲能等。在雙碳目標的背景下，新型儲能發展前景廣闊。

　　從儲能電站實際運行來看，貴州儲能調用還存在一些問題和困難：

　　一是儲能調用還是以保障性為主，市場化的運營機制尚未建立。目前儲能調用還是以電網需求為主，用以保障電力電量平衡、新能源消納、斷面控制等，主要以調度計劃、指令的形式開展調用。

　　二是儲能調用的受益主體多元化、政策設計難度大。不同場景的調用，儲能產生的價值是不同，受益主體也不同。需要綜合考慮，從頂層設計儲能調用的機制。

　　三是大規模儲能進入電力系統仍有制約因素。從新型電力系統的需求看，儲能對于電網安全穩定運行是非常必要，但必須要控制一定的規模，儲能不是越多越好，儲能的利用小時數也不是越高越好，否則會導致市場無法消納，調用率不高等問題。

　　儲能市場化路徑探索

　　相對于國內，歐美等國家的電力現貨市場和輔助服務市場相對成熟，美國是調峰調頻，英國通過雙邊談判、峰谷套利等機制。從國內看，多省份和地區也出臺了中長期交易、調峰調頻輔助服務。

　　貴州依據實際情況，考慮按現貨市場開展前后涉及儲能參與方式。

　　在現貨市場開展前，主要考慮的儲能參與的市場類型有中長期電能量市場和調峰、調頻等輔助服務市場，這類比較成熟的市場。在現貨市場開展后，儲能可以參與中長期、現貨電能量市場，調頻市場以及容量補償(市場)等。

　　市場機制設計方面，考慮從中長期、現貨和輔助服務三個方面進行設計和推進。

　　在中長期電能量市場方面，獨立儲能可以與其他的市場主體開展中長期，在充電時段收集電量，在放電時段出售電量。交易方向是參與協商、掛牌或集中交易，另外考慮交易電量的一些約束。

　　在現貨電能量市場方面，主要考慮報量報價和報量不報價的方式。前期儲能規模小考慮只報量不報價，規模逐步擴大之后采取統一報量報價的方式進行參與。

　　在調頻輔助服務市場方面，根據獨立儲能電站調節的里程、出清價格和調頻性能指標可以獲得對應的調頻里程補償，根據提供的調頻容量和市場可以獲得對應的調頻容量補償。

　　在調峰輔助服務市場方面，儲能主體調峰收益以低谷調峰時段實際充電量和儲能邊際出清價格作為計算依據。