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因此,有必要从政府层面进一步推动电力市场的建设,尤其是辅助服务市场的建设。从国外电力市场的经验来看,储能最有生命力、竞争力的是提供辅助服务。当前阶段,在调峰、能量搬移方面,储能的成本和技术还有进一步提升的空间。但储能作为调频等快速响应的资源,已经在国外市场证明是非常有优势和竞争力的。当前,我国之所以没有这样的商业模式存在,还是在于我国电力市场建设的阶段性问题。如果未来能够真正以市场化的方式量化辅助服务的价值,让这部分价值真正返还给作出贡献的储能,将能够形成一个良性循环、促进整个储能产业的发展。
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在商业模式与政府监管方面的思考
目前电网侧储能仍有诸多问题尚未形成共识,例如谁来投资,如何控制投资成本,如何通过输配电价补偿投资成本,如何充分发挥市场配置储能资源的作用等。只有探索多方共赢的储能商业化应用模式,才能促进电网侧储能技术价值转化为经济效益,推动我国电网侧储能高质量发展。
因此,关于电网侧储能的商业模式,笔者认为应以“先市场、后计划”的方式推进电网侧储能产业的发展。“先市场”是指开放储能投资市场,通过市场竞争,确定社会投资主体,发现储能租赁价格;“后计划”是指当投资回报率过低、但对电网安全运行有重要作用的储能项目,则以计划方式由电网公司“兜底”,以成本监审的方式补偿其投资。只有“先市场、后计划”,才能逐步引导储能项目投资由管制模式过渡到市场监管模式,才能降低储能投资的监管成本,才能实现投资主体与运行主体的分离,才能通过市场机制形成储能的价格。形成电网侧储能“投资多元化、运行一体化”的商业模式,在接受电网统一调度的前提下,激励电网侧储能的投资多元化,引导更多的社会资源聚集储能产业。
随着电力市场逐步发展成熟,电网侧储能的商业模式应由管制方式逐步转变为市场方式。针对不同市场发展阶段,分阶段实现电网侧储能投资回报,逐步摆脱对输配电价补偿的依赖,逐步通过市场竞争获取盈利的模式。
任何政策的制定出台,都需要考虑正反两方面力量的博弈均衡,在促进电网侧储能发展的同时,应制约不合理资产扩张。这也是《输配电定价成本监审办法》出台的考虑,政府担忧的是,若允许电网投资电储能设施的成本费用计入输配电成本,或将引起电储能的无序投资,这些投资如果都进入监管资产,最后将由用户买单。实际上,笔者认为,如果政府能够实行科学有效的监管,有能力保障投资的合理性,这部分投资是能够合理地被纳入输配电成本的。比如,政府应核定电网投资电储能设施的有效性,如果是过度投资,要有相应的方法能够抑制企业的投资冲动。而对于真正能够促进可再生能源消纳,真正能够替代输配电投资、延缓输配电升级扩容等的有效资产,应该允许其进入输配电成本。如果能实现这样科学、有效的监管,未来将推动政府逐步放开相关政策,这对储能行业是值得期待的事情。
从长远来看,技术本身固然非常重要,但如果没有好的制度创新、好的商业模式支撑,很多技术价值也难以发挥出来。因此,技术、商业模式和制度创新应充分结合起来,通过电网侧储能商业模式的创新,配套完整产业政策的支撑,在开放包容的市场环境和健全演进的监管体制下,让储能技术应用支撑电网智能柔性、经济高效发展,让电网侧需求助推储能产业蓬勃发展。
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在全球能源结构转型的关键时期,新能源储能行业的发展动态备受瞩目。2024年3月源网侧储能月报为我们提供了丰富的数据和深度分析,揭示了行业的发展趋势和未来机遇。本文将重点分析3月份的数据,为您提供行业洞察和决策参考。一、招标中标量增长分析3月份,中国新型储能招标量达到23,605.1MWh,集采部分
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破解新型储能并网和调度运用难题推动新型储能高质量发展——《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》政策解读中国工程院院士饶宏党的二十大报告提出“加快规划建设新型能源体系,加强能源产供储销体系建设,确保能源安全”。储能对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源
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