中國儲能網(wǎng)訊：2023年，我國共有935個項目實現(xiàn)了并網(wǎng)，總規(guī)模達22.80GW/49.08GWh，國內(nèi)市場連續(xù)兩年保持了超200%的增速。
而高速增長的同時，儲能“建而不用”一直備受詬病。中電聯(lián)在2023年11月發(fā)布的《2023年上半年度電化學(xué)儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，2023年上半年中國電化學(xué)儲能電站平均每1.7天完成一次完整充放電，即日均滿充滿放次數(shù)僅為0.58次。
低調(diào)用次數(shù)下，實際反映的是儲能盈利模式的欠缺，沒有相應(yīng)的市場機制做支撐，儲能“想用也難”。
如何實現(xiàn)儲能價值？作為不能產(chǎn)生電能、以提供服務(wù)實現(xiàn)價值的儲能，顯然參與電力市場、更深入的參與電力市場，被寄予厚望。
儲能與電力市場梳理了2023年全年各地發(fā)布的100余條與儲能相關(guān)的電力市場政策，我們發(fā)現(xiàn)：
近30個區(qū)域的各類電力市場已為儲能開放了市場準(zhǔn)入，儲能作為獨立市場主體參與電力市場已不再有市場進入障礙；
電力中長期、電力現(xiàn)貨市場，從市場角度解決儲能充電、放電電價問題，價差套利將是儲能最主要的收益模式之一；
各地對儲能提供輔助服務(wù)的需求不盡相同，調(diào)峰、調(diào)頻是最主要的兩項服務(wù)；
參與市場的頻次是決定調(diào)峰收益的關(guān)鍵，政策保證的調(diào)用次數(shù)，最受關(guān)注，調(diào)峰市場的市場化程度還偏低；
廣東等調(diào)頻輔助服務(wù)走在前列的區(qū)域，已開始針對快速調(diào)頻資源制定具有區(qū)別性的政策，充分考慮資源特性的政策或能保證市場更穩(wěn)定、持久發(fā)展；
電力現(xiàn)貨市場與調(diào)峰輔助服務(wù)市場將逐漸融合，南方區(qū)域的儲能，尤其是獨立儲能電站的收益，將更為依靠現(xiàn)貨市場套利與調(diào)頻輔助服務(wù)；
西北區(qū)域為儲能提供了最為豐富的輔助服務(wù)市場，新能源的高速發(fā)展中，對于能為系統(tǒng)提供支撐服務(wù)的靈活性資源的需求將不斷增加。
各地電力市場相關(guān)政策一覽
30個區(qū)域為儲能開放市場
2023年，近30個區(qū)域發(fā)布了100余條與儲能相關(guān)的電力市場政策，包括電力中長期交易政策、現(xiàn)貨市場政策、“兩個細(xì)則”輔助服務(wù)政策、調(diào)峰/調(diào)頻輔助服務(wù)專項政策、第三方主體參與電力市場相關(guān)政策、需求響應(yīng)相關(guān)政策以及儲能試點示范/儲能發(fā)展專項政策，這些政策為儲能廣泛參與各類電力市場奠定了基礎(chǔ)。
各地政策涉及的儲能應(yīng)用形式包括獨立儲能、源側(cè)配建/聯(lián)合儲能、用戶側(cè)儲能、虛擬電廠/聚合服務(wù)等；儲能可參與的電力市場包括電能量市場（中長期、現(xiàn)貨）、各類輔助服務(wù)市場、需求側(cè)市場等。2021年發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出的推動儲能源網(wǎng)荷多元化發(fā)展，推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場已經(jīng)初步體現(xiàn)。
電能量市場
解決儲能充放電電價問題
多數(shù)區(qū)域為儲能開放了電力中長期市場，另有超10個區(qū)域在電力現(xiàn)貨市場中納入了儲能，尤其是獨立儲能。
電力中長期、電力現(xiàn)貨市場的開放，對于解決獨立儲能的充、放電電價問題至關(guān)重要，在相關(guān)機制下，利用價差套利，也將成為儲能主要的盈利模式之一。另外，儲能根據(jù)價格信號決定充放電時機，也在一定程度上擁有了參與市場的主動權(quán)，也將有利于解決儲能調(diào)用率低的問題。
電力中長期市場普遍為儲能開辟了雙邊協(xié)商、掛牌和集中競爭交易多種交易類型，電價水平將取決于儲能與用戶簽訂的合同、競價的結(jié)果。這其中，廣西的充、放電價政策最為具體：獨立儲能充電時視作電力用戶，充電電價=電能量交易價格+輸配電價+政府基金及附加+運行費用+線損+損益分?jǐn)?峰谷浮動等；放電時視作發(fā)電企業(yè)，在基準(zhǔn)電價0.4207元/kWh上，浮動形成峰、平、谷電價（可參考文章：儲能核定上網(wǎng)電價0.42070元/kWh，利用小時數(shù)按600h執(zhí)行，2024年廣西電力市場交易實施方案發(fā)布）。
調(diào)峰、調(diào)頻
最主要的輔助服務(wù)
調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)是覆蓋區(qū)域最廣的兩類輔助服務(wù)。
目前獨立儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)還主要依靠政策制定的調(diào)峰補償價格來進行經(jīng)濟性核算，被調(diào)用調(diào)峰的次數(shù)也決定了最終獲得的補償量，調(diào)峰輔助服務(wù)市場化程度較低。
需要注意的是，電力現(xiàn)貨市場與調(diào)峰輔助服務(wù)市場將與逐漸融合，例如山東、山西、廣東等現(xiàn)貨市場持續(xù)運行的區(qū)域，已不再另辟調(diào)峰輔助服務(wù)市場。
2月8日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》也明確指出：電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，引導(dǎo)實現(xiàn)調(diào)峰功能，調(diào)峰及頂峰、調(diào)峰容量等具有類似功能的市場不再運行。未來儲能調(diào)峰功能的實現(xiàn)將通過電能量市場下價格信號引導(dǎo)進行的充放電操作實現(xiàn)。。
調(diào)頻輔助服務(wù)方面，在“按效果付費”，根據(jù)調(diào)頻性能、調(diào)頻里程、市場出清價格計算調(diào)頻補償費用的區(qū)域，儲能具有較強的競爭力。
隨著包括儲能在內(nèi)的快速調(diào)節(jié)資源在市場中的影響力不斷增強，電力系統(tǒng)也開始考慮在現(xiàn)有的以火電機組的性能出發(fā)制定的調(diào)頻規(guī)則中，加入相關(guān)條款以更合理評價快速調(diào)頻資源的價值，平衡各類資源在市場中的收入。例如南網(wǎng)在現(xiàn)有條款中新增了體現(xiàn)獨立儲能競爭差異的邊際替代率系數(shù)Fm,i，促進獨立儲能電站群體內(nèi)部的市場競爭（可參考文章：南網(wǎng)調(diào)頻新規(guī)：針對獨立儲能制定影響系數(shù)，增強高性能儲能項目市場競爭力）
2024年2月8日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》，一方面提出將推動按調(diào)頻里程計費的單一價格機制，或?qū)⑼苿尤珖渌麉^(qū)域逐漸走向“按效果付費”的調(diào)頻市場；另一方面，該政策支出，原則上性能系數(shù)最大不超過2，調(diào)頻里程出清價格上限不超過15元/MW。這也將減少部分區(qū)域包括儲能在內(nèi)的快速調(diào)頻資源的調(diào)頻收入。
例如，廣東省的調(diào)頻市場，通過歸一化計算排序價格后，最終里程出清價格超過15元/MW的概率較大。而2022年，山西省修訂調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則時，部分時段的里程報價上限已達30元/MW（可參考文章：部分時段最高補償30元/MW，山西修訂調(diào)頻規(guī)則）。
另外，華中區(qū)域、四川、西北、山東、山西等區(qū)域還未儲能開啟了一次調(diào)頻市場。其中，山西省的一次調(diào)頻補償計算方式與AGC調(diào)頻類似，引入調(diào)頻性能、調(diào)頻里程，并根據(jù)市場出清價計算最終補償額，非常有利于獨立儲能參與。2023年11月15-30日和12月21-27日，山西省組織2座儲能電站開展了兩輪次的一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場調(diào)電試運行，試運行結(jié)果顯示，儲能電站性能還有待提高，動作錯誤次數(shù)較高（可參考文章：山西儲能電站一次調(diào)頻試運行：性能指標(biāo)不足2，錯誤次數(shù)2615次、6162次）。
西北/山東/四川區(qū)域輔助服務(wù)種類最豐富
短時支撐能力獲重視
除調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)外，根據(jù)不同區(qū)域電網(wǎng)的特點，電網(wǎng)為儲能開啟的輔助種類也各不相同。西北、山東、四川區(qū)域輔助服務(wù)種類最為豐富。其中：
西北區(qū)域儲能可參與的輔助服務(wù)包括：一次調(diào)頻、AGC、轉(zhuǎn)動慣量、無功調(diào)節(jié)、AVC、黑啟動以及穩(wěn)定切負(fù)荷服務(wù)7項
山東區(qū)域儲能可參與的輔助服務(wù)包括一次調(diào)頻、AGC、無功調(diào)節(jié)、轉(zhuǎn)動慣量、快速調(diào)壓、黑啟動等
四川儲能可參與的輔助服務(wù)包括AGC、APC、有償一次調(diào)頻、有償調(diào)峰、直控型可調(diào)節(jié)負(fù)荷調(diào)峰，有償無功服務(wù)、黑啟動和爬坡
尤其值得注意的是：
西北區(qū)域電網(wǎng)提出了轉(zhuǎn)動慣量補償標(biāo)準(zhǔn)：0.3~0.7元/kWh。（可參考文章：構(gòu)網(wǎng)型儲能可獲轉(zhuǎn)動慣量補償：0.3~0.7元/kWh，儲能可參與7項輔助服務(wù)，西北監(jiān)管局新版“兩個細(xì)則”印發(fā)）。
山東在全國首次開辟了爬坡輔助服務(wù)市場，在可再生能源發(fā)電波動等不確定因素帶來的系統(tǒng)凈負(fù)荷短時大幅變化時，由儲能等調(diào)節(jié)資源提供“向上爬坡”、“向下爬坡”服務(wù)（可參考文章：山東爬坡輔助服務(wù)交易規(guī)則正式印發(fā)，獨立儲能可提供服務(wù)并參與費用分?jǐn)偅?
四川也為爬坡輔助服務(wù)設(shè)置了500元/MWh的補償標(biāo)準(zhǔn)。
隨著可再生能源裝機占比不斷增加，大量電力電子元件接入電力系統(tǒng)，電力系統(tǒng)對于能提供短時功率、電壓支撐的靈活性資源的需求將不斷上升，構(gòu)網(wǎng)型儲能的需求將在西北等區(qū)域凸顯。
湖南/甘肅為儲能開啟容量市場
2023年底，隨著《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》的發(fā)布，我國28個地區(qū)在2024年1月的電網(wǎng)代理購電價中加入了燃煤容量電價，28地均價為1.7013分/kWh，其中湖南最高，為3.708分/kWh。
伴隨燃煤容量電價出臺，儲能產(chǎn)業(yè)開始密切關(guān)注儲能的容量電價何時出臺。盡管目前我國并未制定有類似于火電的儲能容量電價，也未建立儲能容量市場，但在部分區(qū)域已經(jīng)開始有相關(guān)嘗試。
例如，山東、新疆、河北、內(nèi)蒙古出臺有容量補償電價政策，甘肅、湖南為儲能開辟特定的容量市場。其中，2023年3月14日至3月21日，湖南省5家儲能企業(yè)完成了首次容量市場化交易（可參考文章：27地燃煤容量電價已出，儲能容量電價前景展望）。
電力現(xiàn)貨市場改革不斷推進
儲能已參與多個市場
2023年12月，山西、廣東省電力現(xiàn)貨市場相繼轉(zhuǎn)入正式運行。截至目前，我國已有近30個地區(qū)開啟模擬試運行或結(jié)算試運行，這其中，首批試點中的山東、蒙西、甘肅市場，正在進行長周期不間斷試運行。我國電力現(xiàn)貨市場進展如下。
隨著電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的推進，2023年，儲能也在山東、安徽、山西、廣東、青海、寧夏等區(qū)域現(xiàn)貨市場的應(yīng)用中取得突破：
山東，獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場，已經(jīng)接近2年。截至2023年11月8日，已有25家獨立儲能和3家配建儲能市場主體進入現(xiàn)貨市場，獨立儲能總?cè)萘繛?.375GW/4.840GWh，配建儲能總?cè)萘繛?0MW/60MWh。
安徽，2023年9月、10月開展的兩次電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作中，分別有8座、9座儲能電站以“報量報價”或“自調(diào)度”的方式參與，在電力現(xiàn)貨市場未中標(biāo)時，具備AGC控制功能的儲能電站還可申請參加調(diào)頻市場調(diào)電試運行。
山西，2023年10月獨立儲能電站首次參與電力市場現(xiàn)貨交易-大同合榮儲能電站以“報量報價”方式參與電力市場現(xiàn)貨交易。
廣東， 2023年10月1日，梅州寶湖儲能電站以“報量報價”的方式參與電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化出清。
青海，2023年12月6日，電力現(xiàn)貨市場首次調(diào)電試運行，2家獨立儲能電站參與。
寧夏，2023年12月13日至15日，現(xiàn)貨市場第一次結(jié)算試運行，10MW/2h以上的獨立儲能電站可“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。
