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11月储能政策月报 | 电网代购电峰谷价差缩小,用户侧储能遇波动
2021-12-27

11月,储能政策频繁出台,从国家到地方与储能相关的政策有40余项发布或征求意见,涉及市场交易规则、电价机制、直接资金补贴及建设规划等方面,中关村储能产业技术联盟对本月储能政策进行了梳理解读,希望与业界同仁共同交流探讨。




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电网代购电峰谷价差缩小,用户侧储能遇波动

自今年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来,全国各地相继制定完善分时电价政策,拉大峰谷价差引导用户有序错峰用电。对于用户侧储能来说,峰谷价差套利是最主要的盈利模式之一,拉大峰谷价差将带来更大利润空间。
11月,江西、天津、山西、山东、安徽等10余个地区陆续发布分时电价政策,大部分地区的峰谷电价在平段基础上上下浮动50%-60%,尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。其中浮动比例最大的是安徽省,高峰电价上浮81.3%,低谷电价下浮58.5%,尖峰在高峰基础上上浮20%,初步测算最大峰谷价差将达到0.9/kwh左右。根据中关村储能产业技术联盟的测算,若用户侧储能系统一天两充两放,峰谷价差在0.6元/kwh以上,可以基本实现盈亏平衡。
10月国家发改委发布《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》后,据中关村储能产业技术联盟跟踪分析,近期26个省电网企业相继发布了12月电网代购电价,代购电价格在0.2513—0.5044元/kwh不等,加上输配电价和政府性基金及附加后,其峰谷价差普遍比之前发布的分时电价价差要小。以北京为例,原分时电价最大峰谷价差为1.11/kwh,而12月的电网代购电最大价差仅为0.63/kwh左右,峰谷价差缩小了0.48元,价差的大幅缩小,直接导致用户侧储能基本无利可图。而从全国来看,北京的现象不是少数,各省电网公司发布的代购电价格除浙江、上海、福建三个省份以外,其他省份代购电价格均不同程度的出现了峰谷价差明显缩小的现象(具体请见附表1)。
附表1:

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结合《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》,及11月国家发展改革委联合国家能源局共同制定了最新版《售电公司管理办法》,明确工商业用户将全部进入电力市场的改革思路,电网企业代理购电是过渡时期的方式,同时体现电网对不适宜进入市场的电力用户的一种兜底保障,而非借代购电与市场争利。

在现货市场未运行的地区,合理、灵活的分时电价政策有助于通过价格手段调节负荷侧日益拉大的峰谷,是有效的系统平衡的手段。若因为电网代购电而缩小峰谷价差则有悖于国家政策的思路,不利于形成合理竞争的售电市场,不利于储能、虚拟电厂等新兴技术的应用。
因此,我们建议应贯彻电网代购电与分时电价协同的政策思路,在现货市场未运行的地方,电网企业代理购电用户代理购电合同未形成有效分时信号的,应当按照当地分时电价政策规定的时段划分及浮动比例执行。应严格按照市场竞争的方式形成价格,电网企业以报量不报价方式作为价格接受者参与市场出清,避免将优先发电电量作为低价的来源,且代购电价中还应包含偏差电费。此外,应形成合理的峰谷价格计算方法,峰谷电价应在电网代购电价+输配电价+附加基金的基础上按比例浮动,若仅在电网代购电价的基础上按比例计算峰谷电价,则最终的电价峰谷差值将缩小。
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辅助服务政策持续发布,省间交易有助储能发展


本月,国家发改委会同能源局,同意国家电网公司开展省间电力现货交易。华中能监局和华东能监局分别发布储能参与调峰辅助服务市场的交易规则,并允许储能电站参与省间调节,为储能创造了新的市场机遇。

22日,国家发改委、国家能源局联合发布《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》称,原则同意由国家电力调度中心会同北京电力交易中心有限公司按照《省间电力现货交易规则》组织实施。省间电力现货交易覆盖国网公司和内蒙古电力公司范围内全部省间交易,参与主体覆盖所有电源类型。省间电力现货交易启动后,将有利于激发市场主体活力,通过市场化手段实现全网电力余缺互济,促进清洁能源大范围消纳,为储能提供了更多的市场交易机会。
23日,华中能监局发布《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则(试行)》,文件中明确提出华中区域内包括储能装置、电动汽车充电桩、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源在内的新型市场主体,可参与电网运行调节,并通过提供省间调峰辅助服务从相关省间电能量交易中获取价差。本规则试行3年,初期从培育市场角度考虑,最大可提供调峰能力低于20兆瓦的新型市场主体,可作为市场统一出清价格的接受者,优先成交。新型市场主体优先满足省内调峰需求,在市场运行日的低谷时段(23:00-06:00)、腰荷时段(12:00-16:00)可参与省间调峰辅助服务交易。新型市场主体独立参与或以聚合方式参与市场,可提供的单次调节容量应不小于2.5兆瓦时,最大调节功率应不小于5兆瓦。
30日,华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告,公告中提出调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上的抽水蓄能机组及电化学储能电站可以参与华东电力调峰辅助服务市场。按照日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线进行申报,申报电力的最小单位为50兆瓦。出清结算采用统一边际电价出清机制,每个时段申报电价由高到低排序,直至满足该时段负备用需求,最后中标的申报电价为最终出清电价。对于消纳购入调峰辅助服务费用的电化学储能电站,要按照一定比例参与费用分摊。
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直接补贴力度持续加码,激励储能投资建设

11月,宁夏回族自治区、苏州市吴江区以及浙江省三地相继发布储能直接补贴政策,补贴力度持续加码,将极大提高企业投资积极性。


宁夏发改委发布的《关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)》指出,在吴忠市、中卫市及宁东基地建设一批新型储能试点项目,原则上每个地区储能试点项目数量不超过3个,每个地区项目总规模不超过300MW/600MWh,要求试点项目于明年9月30日之前建成并网。项目评选按照先到先得原则,由各地区于明年11月底拟定试点项目名单上报自治区发改委。入选的储能试点项目可享有2022、2023年度0.8元/kwh的调峰服务补偿,每年调用完全充放电次数不低于300次,并在辅助服务市场中不考虑价格排序,优先调用。

按照上述补贴方式测算,每个地区每年最多可以获得约1.4亿元补偿(800元/MWh×300次×600MWh=1.4亿元),补偿力度在调峰市场中最高,但是经测算,若储能电站仅参与调峰市场,仍难以具备经济性,而宁夏的调频市场规模较小,调频需求不大,储能若想获得较好的收益,还需要参与更多的市场交易品种。

苏州市吴江区发布的《分布式光伏规模化开发实施方案的通知》提出,对实际投运的储能项目,按照实际放电量给予运营主体补贴0.9元/kwh,补贴2年放电量。若按照10MW/40MWh储能系统,每天两充两放进行测算,理想状态下每年可获得运营补贴近2000万元持续两年,项目收益较为可观,较好地激励补贴将直接推动吴江区分布式光伏与储能的发展,也将吸引更多相关企业投资落地。

浙江省发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》,文件明确提出,2021-2023年全省建成并网1GW新型储能示范项目,十四五期间力争实现2GW左右新型储能示范项目发展目标。过渡期间,给予年利用小时数不低于600小时的调峰项目3年容量退坡补贴(200元、180元、170元/千瓦·年);联合火电机组调频的示范项目,Kpd值>0.9的按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励一定用煤量指标。此外,非市场情况下,调峰项目的充放电损耗电量暂纳入全省电网线损统计范畴。在目前浙江政策的支持下,独立储能电站仅参与调峰市场难以具备经济性,浙江的调频市场规模较大,还需要综合考虑调频市场的收益。


附表2:


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综上,我国各类电力市场建设在持续推动中,有助于储能获取多重收益,但机遇与风险并存,储能是否能够真正通过市场交易获益,还需要建立合理的市场规则,在市场改革的过程中,还需要各类市场建设之间做好协同,避免由于政策的波动带来市场的不稳定。同时储能从业者也应积极主动参与规则设计,了解市场运行方式,优化电站运行策略,提升抗风险能力,对市场变化形成合理预判。



致读者:


中关村储能产业技术联盟(以下简称储能联盟)是北京市一级社团法人,中国社会组织评估5A级社团,是中国第一个专注在储能领域的非营利性国际行业组织。储能联盟致力于通过影响政府政策的制定和储能应用的推广促进储能产业的健康有序发展。联盟在协同政府主管部门研究制定中国储能产业发展战略、倡导产业发展模式、确定中远期产业发展重点方向、整合产业力量推动建立产业机制等工作中,发挥着举足轻重的作用。

对相关政策有任何疑问,可咨询中关村储能产业技术联盟工作人员,联盟将尽力做好解答和意见反馈工作,并与能源领域相关专业机构合作共同开展储能政策研究工作,为行业主管部门政策制定做好支撑工作,为会员企业提供政策解读和咨询服务。


撰写人:副秘书长 李臻、政策研究经理 张佳宁
联系方式:010-65667069-808




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