中國儲能網(wǎng)訊：2023年，我國共有935個電化學儲能項目實現(xiàn)了并網(wǎng)，總規(guī)模達22.80吉瓦/49.08吉瓦時，國內市場連續(xù)兩年保持了超200%的增速，然而作為儲能裝機主力的獨立儲能依然運營困難，面臨價差降低、調用次數(shù)下降、補貼退坡等難題。現(xiàn)貨市場被視為獨立儲能獲得收益的重要途徑，A省是儲能進入現(xiàn)貨市場起步最早的區(qū)域之一，允許獨立儲能通過自調度方式參與現(xiàn)貨市場，包括電能量市場和輔助服務市場，獲取現(xiàn)貨價差收入、容量補償收入、調頻和爬坡輔助服務收入，以及允許儲能出租容量獲取租賃收入。盡管A省在政策、市場機制設計方面給與了獨立儲能各種支持，但是部分獨立儲能仍陷入虧損。
一、獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的實踐
（一）電能量市場：價差收入降低
1.電力現(xiàn)貨市場價差持續(xù)縮小
A省電力現(xiàn)貨市場出清電價上下限分別為1500元/兆瓦時、－100元/兆瓦時，上下限價差高達1600元/兆瓦時，較大的價差限值提供了很大的想象空間。不過，在實際運行過程中，2023年A省電力現(xiàn)貨市場實際價差僅為540.84元/兆瓦時，不但遠低于上下限值差，而且具有逐年縮小的趨勢。2023年一季度A省電力現(xiàn)貨價差為583.41元/兆瓦時，較上年同期縮小27.24%；2024年一季度現(xiàn)貨價差為551.87元/兆瓦時，較上年同期進一步縮小5.41%。
對獨立儲能充放電更看重的2小時價差，2024年一季度價差均值僅為252元/兆瓦時(綜合考慮深谷容量補償電價，按固定時段的兩個小時計算，并非最大最小兩小時)，扣除各類市場費用分攤后，僅為177元/兆瓦時。逐年縮小的現(xiàn)貨價差不僅降低了充放電的收入，而且影響了充放電次數(shù)，以100元/兆瓦時門檻值為例，2024年一季度可充電次數(shù)僅59次，與2023年同期基本持平。
2.“削峰填谷”是儲能現(xiàn)貨價差收入降低的重要原因
現(xiàn)貨市場峰谷價差縮小反映用戶用電曲線更加契合發(fā)電特性，電力系統(tǒng)運行更加平穩(wěn)，安全性更高。A省現(xiàn)貨市場平均價差逐年縮小得益于現(xiàn)貨市場價格信號的指導作用，也得益于政府持續(xù)拉大零售峰谷價差的舉措。A省發(fā)展改革委先后發(fā)布《關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知》《關于進一步優(yōu)化工商業(yè)分時電價政策的通知》，建立了基于峰荷責任法的容量補償電價體系，將上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)調節(jié)費納入分時電價政策執(zhí)行范圍，增加了零售套餐的峰谷價差和時段要求。在政策指引下，A省電力零售市場價差不斷拉大，電網(wǎng)代理購電峰谷價差一度高達763.42元/兆瓦時。
與一般認知不同，零售側峰谷價差的拉大并沒有“反哺”獨立儲能，反而導致批發(fā)側價差縮小、獨立儲能價差收入減少。這是因為零售側的分時電價政策有效激勵用戶削峰填谷，將負荷轉移到午間，促進了光伏消納，也抬高了午間現(xiàn)貨電價。據(jù)悉，2023年A省共有約350萬千瓦負荷由晚間轉移至中午，2024年一季度，進一步轉移了150萬千瓦填谷負荷。
儲能裝機規(guī)模的快速擴大也有助于削峰填谷。2023年A省儲能新增裝機243萬千瓦，相當于午間增加了相應的用電負荷，進一步抬高了午間電價、降低峰段電價，儲能價差收入則隨之降低。前期現(xiàn)貨價差高時，儲能可獲得理想收入，但是隨著成本降低，新的儲能項目不斷上馬，并參與削峰填谷，前期儲能價差收入也可能隨之降低。
在零售側價格指引和儲能快速發(fā)展的雙重作用下，原來陡峭的用電曲線開始“緩和”，現(xiàn)貨市場峰段電價下降、機組啟停等市場費用顯著降低，也有助于新能源消納和電力系統(tǒng)穩(wěn)定，而獨立儲能又反向成為受損方，儲能行業(yè)越發(fā)展，獲得的收益可能越低。
（二）輔助服務市場：質優(yōu)價低
除電能量外，獨立儲能還是優(yōu)質的輔助服務提供商，可提供調峰、調頻、轉動慣量、爬坡、備用等服務，其中調峰和調頻（二次調頻）是覆蓋區(qū)域最廣的兩類輔助服務，但因電力現(xiàn)貨市場與調峰輔助服務市場融合，目前現(xiàn)貨區(qū)域獨立儲能參與最多的是調頻市場。此外，A省在全國首次開辟了爬坡輔助服務市場。
1.調頻市場需求有限
A省市場允許獨立儲能參與調頻市場，按照調頻里程、調節(jié)系數(shù)、調頻價格進行結算。相較火電，獨立儲能具備更靈敏的調節(jié)速度、更準確的精度、更迅速的響應時間，是調頻服務的良好資源。但是獨立儲能提供調頻無法獲得和火電一樣的價格，需打折結算，因此獨立儲能參與調頻的意愿較低。即使規(guī)則調整后，自2024年7月起，A省獨立儲能參與調頻能和火電獲得一樣的價格，但對獨立儲能而言，調頻收入可能也只是“杯水車薪”。A省調頻市場日均需求約50萬千瓦，而獨立儲能規(guī)模已超200萬千瓦，若完全放開獨立儲能參與調頻市場，激烈的市場競爭將導致調頻價格下降。
2.其他輔助服務市場亟待完善
A省獨立儲能還可“報量不報價”參與爬坡輔助服務市場，爬坡出清價格為爬坡容量約束的影子價格，即只有當爬坡市場供不應求時爬坡服務才具備價格，多數(shù)時候免費提供。長久以來，轉動慣量、爬坡服務等都約定俗成由火電企業(yè)義務提供。
隨著新能源高比例并網(wǎng)，為鼓勵儲能投資，多地出臺了針對儲能特性的輔助服務，如西北區(qū)域電網(wǎng)提出了轉動慣量補償標準，福建區(qū)分了獨立儲能參與的快速動作區(qū)調頻市場，華中、四川、山西等區(qū)域為儲能開啟了一次調頻市場，廣東獨立儲能可參與跨省備用市場等。上述實踐仍處于探索階段，對獨立儲能可發(fā)揮的作用和定價機制尚不明確，因此這些輔助服務要么是非常態(tài)化的補貼，要么市場規(guī)模小無法匹配獨立儲能規(guī)模。
（三）容量租賃市場：價格持續(xù)下跌
獨立儲能容量租賃市場也是業(yè)內關注的焦點，參與A省新能源市場化競配時需承諾配建儲能或租賃儲能的比例，根據(jù)A省能源局發(fā)布的《關于公布2024年市場化并網(wǎng)項目名單的通知》，項目配儲比例高達50%。一些觀點認為儲能租賃市場需求旺盛、價格可期，然而實際上伴隨儲能成本的快速下降，儲能租賃價格也持續(xù)走低，從2023年240－270元/千瓦·年降至2024年的不足200元/千瓦·年；并且，因新能源預期電價下降和配儲比例要求高等原因，集中式新能源投產(chǎn)規(guī)模遠低于預期，也導致儲能租賃市場實際需求不足。
二、關于儲能路線的思考
（一）獨立儲能價差收入降低是市場發(fā)展的必然結果
獨立儲能價差收入低，A省不是個例，根據(jù)《2023年廣東電力市場年度報告》，新型儲能參與現(xiàn)貨市場的平均峰谷價差為177元/兆瓦時，低于該省2023年現(xiàn)貨市場實際價差。拉大現(xiàn)貨價格上下限或增加新能源入市比例難以提升儲能的價差收入。實踐證明，A省和廣東現(xiàn)貨市場價差限值均超過1000元/兆瓦時、山西和甘肅新能源的大比例入市都未能提升獨立儲能的價差收入。目前來看，所有拉大峰谷價差的舉措最終都將降低獨立儲能收入，因為這些舉措會進一步引導用戶和獨立儲能參與“削峰填谷”，最終抬高電力現(xiàn)貨市場谷段電價，降低峰段電價。
近兩年儲能成本快速下降，即使項目決策時認為當前價差和租賃等收入可覆蓋成本，但是隨著儲能裝機規(guī)模持續(xù)擴大，尤其是新能源配套建設儲能的比例持續(xù)走高，單個獨立儲能現(xiàn)貨價差收入和租賃收入都將減少，若收入模式保持不變，目前微利的項目也可能陷入虧損。
（二）獨立儲能輔助服務收入低是市場的選擇
調頻市場規(guī)模無法匹配獨立儲能發(fā)展速度是許多區(qū)域市場共同的現(xiàn)狀。以調頻市場最為活躍的廣東為例，整個廣東地區(qū)可供獨立儲能參與的調頻總量僅為30—50萬千瓦，而新型儲能裝機規(guī)模已突破160萬千瓦，市場競爭愈加激烈。即使儲能調頻性能優(yōu)越，調頻市場也無法成為獨立儲能的“救命稻草”。以福建調頻市場為例，福建調頻市場為更好地發(fā)揮常規(guī)調頻資源和快速調頻資源的特點，將調頻市場細分為快速動作區(qū)、慢速動作區(qū)、緊急動作區(qū)，獨立儲能僅參與快速動作區(qū)，而該細分市場的需求約50兆瓦，福建省2023年底電網(wǎng)側儲能規(guī)模已達130兆瓦/300兆瓦時，快速動作區(qū)報價上限12元/兆瓦，低于慢速動作區(qū)報價上限16元/兆瓦。市場容量小、價格上限低，高質量的服務未必能獲得相匹配的收益。
當前電力市場尚缺乏購買高質量輔助服務的意愿。即使新型電力系統(tǒng)對轉動慣量、靈活爬坡的需求不斷增加，短期看火電仍然是主要的免費供應方，目前已有的輔助服務難以支撐獨立儲能的發(fā)展。
（三）獨立儲能的發(fā)展亟需容量電價保障
獨立儲能已經(jīng)成為多省新型電力系統(tǒng)重要組成部分，其主要收入來源——現(xiàn)貨價差收入和容量租賃收入?yún)s持續(xù)面臨新入局者的競爭，新項目技術更新成本更低，將不斷降低峰谷價差和租賃單價。若把獨立儲能完全推向市場，項目的持續(xù)性虧損難以避免，建議為獨立儲能設置容量電價，綜合考慮電力系統(tǒng)調節(jié)需求、獨立儲能不同階段成本，分批次測算，納入系統(tǒng)調節(jié)費用。
（四）電源側儲能和配網(wǎng)側儲能作用更聚焦
區(qū)別于獨立儲能，現(xiàn)貨市場下電源側儲能和配網(wǎng)側儲能的作用更加聚焦，電源側儲能主要服務于電源在現(xiàn)貨市場中的交易策略，如新能源配儲可平滑發(fā)電曲線，減少新能源現(xiàn)貨市場損失；配網(wǎng)側儲能可緩解配變反向過載等安全問題，雖然這兩類儲能目前也缺乏商業(yè)模式，但是只要給予適當?shù)恼咭龑?，有望實現(xiàn)儲能和電力系統(tǒng)的“雙向奔赴”。
