电网侧独立储能项目商业模式分析

2021年7月，国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），明确了新型储能的独立市场主体地位，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿。

电网侧独立储能电站作为新型市场主体，接受调度机构统一调管，具备有功、无功、四象限连续可调及百毫秒级快速响应调节的优点，可以提供深度调峰、快速调频、旋转备用、有偿无功调节和黑启动等辅助服务以满足电力系统不同时间尺度的调节需求。相比较而言，我国辅助服务市场建设尚处于初级阶段，虽然储能发展的相关指导意见密集出台，但仍没有解决独立储能规模化发展的根本问题，市场规则合理性还有待探究，规则的调整还需要与时俱进。

对独立储能参与市场的分析

在国内当前储能市场中，大多数独立储能项目依赖调峰或调频市场获得收益，政策变化和市场竞争加剧都会对项目收益产生直接冲击。

（1）独立储能参与调峰

调峰场景配置的储能一般为容量或能量型储能装置，其储能小时数一般4小时以上。目前地方政策对储能电站的功率要求大多在额定容量10MW及以上，持续充电时间2小时以上，但也有一些区域例外。总体而言，独立储能参与有偿调峰的门槛呈现升高的趋势。

南方五省对电力机构直接调度的储能电站提供的调峰服务按0.5元/千瓦时补偿；新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量按0.55元/千瓦时补偿；山西省独立储能电站市场交易申报价格参考现货市场火电机组深度调峰第四档区间，为0.75元-0.95元/千瓦时。

仅从调峰单价看，电储能参与部分地区调峰辅助服务的价格并不低，但还需频繁调用才能保证储能电站具备一定经济性。考虑到系统调峰需求存在明显的季节性差异，比如冬、夏季节空调负荷特性有明显不同，电储能实际能够参与调峰的频次取决于系统需求，较高的调用不确定性增大了储能电站的投资风险。

（2）独立储能参与调频

调频场景配置的储能为功率型储能装置，系统调频是典型的功率型应用，要求在较短时间内进行快速的充放电，需要储能装置有一定的充放电倍率，因此其电池寿命相较于其他应用场景下的电池会大幅降低，从而影响其经济性。

目前，全国共有9个省份和地区发布相关文件支持储能电站作为独立主体或者与发电机组联合参与调频服务市场，在交易方式方面，多采用集中竞价、统一出清和边际价格定价的方式开展。储能电站的出清多采用价格优先原则，同时也将调频性能因素考虑在内，调频收益直接取决于调频执行效果（性能）和调频的贡献量（里程）。

但调频收益的具体计算方式仍在不断调整，比如南方区域统一调频市场近期针对调频性能较好的水电机组，设置了0.5的调频里程系数，以降低水电在调频市场中的资金份额。具有较高调频性能的独立储能显然对价格政策的变化较为敏感。如何制定持续稳定的政策，创造良好的市场环境，正确衡量独立储能电站调频的作用与价值，同时兼顾系统原有传统机组的利益，是目前独立储能参与调频市场的一个难题。

（3）独立储能参与辅助服务的制约因素

独立储能参与电力市场辅助服务，在实操方面还存在一些风险和制约因素。

虽然市场规则允许独立储能进入，但实际执行存在很多困难。首先，缺乏针对独立储能电站的调度机制；其次，现有的交易、调度等平台难以支撑独立储能参与，直接导致其在市场准入、计量、结算等方面衍生出诸多问题，影响了行业的快速发展。

尽管储能设备、运行成本不断下降，为储能靠自身经济性参与市场竞争创造了条件，但目前电力市场中的调度、交易、结算等机制还难以与储能应用全面匹配，储能在建设新型电力系统中的作用也没有被充分认识。

总体来说，我国辅助服务市场机制尚未成熟，储能等优质调节资源从中获得的响应补偿并不能完全反映其对电力系统的贡献，相应的成本支付也未能通过市场向实际受益方传导，目前仅仅通过辅助服务市场获利还无法完全覆盖储能的投资成本。

电网侧独立储能商业模式展望

目前独立储能尚缺乏成熟的商业运营模式，但独立储能能在电网中发挥有益作用，为实现独立储能的可持续、规模化发展，我们认为，在发展初期独立储能应该得到政策扶持，随着电力市场机制的不断完善，交易品种、规则和价格机制趋于成熟，独立储能可通过电能量和辅助服务市场获得合理投资回报。

（1）独立储能发展初期

电量补贴或容量补贴。可以借鉴光伏产业发展初期的做法，通过电价补贴等政策，促进储能产业的发展。目前国内多数地方已出台相关补贴政策，如浙江省发布针对年利用小时数不低于600小时的电化学储能调峰项目给予容量补偿，补偿期暂定3年（按200元、180元、170元/千瓦年退坡）；山东省出台的储能示范项目收益政策规定，投产后的5年内，储能项目充电1千瓦时可获得1.6千瓦时计划电量收益，计划电量收益标准为0.1元/千瓦时（不含税）。

两部制电价。2021年7月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），明确提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场”。容量电价机制实际上是支持新技术获得商业回报的一种过渡方式，在市场尚未成熟阶段，独立储能电站可参照抽水蓄能价格机制，采用两部制电价，即以容量电价为基础，通过现货市场形成电量电价或由政府指导充放电价格，上一监管周期内参与辅助服务市场及执行电量电价形成的收益，按照一定的比例在下一监管周期核定项目容量电价时相应扣减。

（2）独立储能发展中后期

参与调频市场的单一模式。由于自身容量和放电持续时间远不及常规发电机组，为了保证调频动作范围和效果，独立储能以0兆瓦的基荷，快速响应调度调频指令，在整个容量范围内从负到正进行灵活调节。在此调频模式下，独立储能没有多余的备用容量来进入电能量市场和共享储能领域。由于频繁进行充、放电转化，专用于调频的储能电池容量衰减较快，参考火储联调项目，其电池寿命一般仅为2—3年，之后储能电站需要更换电池，运维成本较高。因此，需要通过调频市场规则设计给予储能一定的投资收益，最大程度发挥储能的调频能力。

参与电能量市场+辅助市场+租赁市场的多重模式。随着未来辅助服务市场规则与电能量市场挂钩，调峰、备用与现货市场实现联合优化出清，独立储能可同时参与中长期交易、现货、调峰、备用等多个电力市场，并为网内风电、光伏等新能源提供一定容量的租赁服务，推动源网荷储各端能力全面释放，为新能源消纳作出贡献。