2023储能盘点：近30区域为储能开放各类电力市场，100余项电力市场政策回顾

　　2023年，我国共有935个项目实现了并网，总规模达22.80GW/49.08GWh，国内市场连续两年保持了超200%的增速。

　　而高速增长的同时，储能“建而不用”一直备受诟病。中电联在2023年11月发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年中国电化学储能电站平均每1.7天完成一次完整充放电，即日均满充满放次数仅为0.58次。

　　低调用次数下，实际反映的是储能盈利模式的欠缺，没有相应的市场机制做支撑，储能“想用也难”。

　　如何实现储能价值?作为不能产生电能、以提供服务实现价值的储能，显然参与电力市场、更深入的参与电力市场，被寄予厚望。

　　储能与电力市场梳理了2023年全年各地发布的100余条与储能相关的电力市场政策，我们发现：

　　近30个区域的各类电力市场已为储能开放了市场准入，储能作为独立市场主体参与电力市场已不再有市场进入障碍

　　电力中长期、电力现货市场，从市场角度解决储能充电、放电电价问题，价差套利将是储能最主要的收益模式之一

　　各地对储能提供辅助服务的需求不尽相同，调峰、调频是最主要的两项服务

　　参与市场的频次是决定调峰收益的关键，政策保证的调用次数，最受关注，调峰市场的市场化程度还偏低

　　广东等调频辅助服务走在前列的区域，已开始针对快速调频资源制定具有区别性的政策，充分考虑资源特性的政策或能保证市场更稳定、持久发展

　　电力现货市场与调峰辅助服务市场将逐渐融合，南方区域的储能，尤其是独立储能电站的收益，将更为依靠现货市场套利与调频辅助服务

　　西北区域为储能提供了最为丰富的辅助服务市场，新能源的高速发展中，对于能为系统提供支撑服务的灵活性资源的需求将不断增加

　　各地电力市场相关政策一览

　　30个区域为储能开放市场

　　2023年，近30个区域发布了100余条与储能相关的电力市场政策，包括电力中长期交易政策、现货市场政策、“两个细则”辅助服务政策、调峰/调频辅助服务专项政策、第三方主体参与电力市场相关政策、需求响应相关政策以及储能试点示范/储能发展专项政策，这些政策为储能广泛参与各类电力市场奠定了基础。

　　各地政策涉及的储能应用形式包括独立储能、源侧配建/联合储能、用户侧储能、虚拟电厂/聚合服务等;储能可参与的电力市场包括电能量市场(中长期、现货)、各类辅助服务市场、需求侧市场等。2021年发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出的推动储能源网荷多元化发展，推动储能进入并允许同时参与各类电力市场已经初步体现。

　　电能量市场

　　解决储能充放电电价问题

　　多数区域为储能开放了电力中长期市场，另有超10个区域在电力现货市场中纳入了储能，尤其是独立储能。

　　电力中长期、电力现货市场的开放，对于解决独立储能的充、放电电价问题至关重要，在相关机制下，利用价差套利，也将成为储能主要的盈利模式之一。另外，储能根据价格信号决定充放电时机，也在一定程度上拥有了参与市场的主动权，也将有利于解决储能调用率低的问题。

　　电力中长期市场普遍为储能开辟了双边协商、挂牌和集中竞争交易多种交易类型，电价水平将取决于储能与用户签订的合同、竞价的结果。这其中，广西的充、放电价政策最为具体：独立储能充电时视作电力用户，充电电价=电能量交易价格+输配电价+政府基金及附加+运行费用+线损+损益分摊+峰谷浮动等;放电时视作发电企业，在基准电价0.4207元/kWh上，浮动形成峰、平、谷电价(可参考文章：储能核定上网电价0.42070元/kWh，利用小时数按600h执行，2024年广西电力市场交易实施方案发布)。

　　调峰、调频

　　最主要的辅助服务

　　调峰、调频辅助服务是覆盖区域最广的两类辅助服务。

　　目前独立储能参与调峰辅助服务还主要依靠政策制定的调峰补偿价格来进行经济性核算，被调用调峰的次数也决定了最终获得的补偿量，调峰辅助服务市场化程度较低。

　　需要注意的是，电力现货市场与调峰辅助服务市场将与逐渐融合，例如山东、山西、广东等现货市场持续运行的区域，已不再另辟调峰辅助服务市场。

　　2月8日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》也明确指出：电力现货市场连续运行的地区，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。未来储能调峰功能的实现将通过电能量市场下价格信号引导进行的充放电操作实现。。

　　调频辅助服务方面，在“按效果付费”，根据调频性能、调频里程、市场出清价格计算调频补偿费用的区域，储能具有较强的竞争力。

　　随着包括储能在内的快速调节资源在市场中的影响力不断增强，电力系统也开始考虑在现有的以火电机组的性能出发制定的调频规则中，加入相关条款以更合理评价快速调频资源的价值，平衡各类资源在市场中的收入。例如南网在现有条款中新增了体现独立储能竞争差异的边际替代率系数Fm,i，促进独立储能电站群体内部的市场竞争(可参考文章：南网调频新规：针对独立储能制定影响系数，增强高性能储能项目市场竞争力)

　　2024年2月8日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，一方面提出将推动按调频里程计费的单一价格机制，或将推动全国其他区域逐渐走向“按效果付费”的调频市场;另一方面，该政策支出，原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过15元/MW。这也将减少部分区域包括储能在内的快速调频资源的调频收入。

　　例如，广东省的调频市场，通过归一化计算排序价格后，最终里程出清价格超过15元/MW的概率较大。而2022年，山西省修订调频辅助服务市场规则时，部分时段的里程报价上限已达30元/MW(可参考文章：部分时段最高补偿30元/MW，山西修订调频规则)。

　　另外，华中区域、四川、西北、山东、山西等区域还未储能开启了一次调频市场。其中，山西省的一次调频补偿计算方式与AGC调频类似，引入调频性能、调频里程，并根据市场出清价计算最终补偿额，非常有利于独立储能参与。2023年11月15-30日和12月21-27日，山西省组织2座储能电站开展了两轮次的一次调频辅助服务市场调电试运行，试运行结果显示，储能电站性能还有待提高，动作错误次数较高(可参考文章：山西储能电站一次调频试运行：性能指标不足2，错误次数2615次、6162次)。

　　西北/山东/四川区域辅助服务种类最丰富

　　短时支撑能力获重视

　　除调峰、调频辅助服务外，根据不同区域电网的特点，电网为储能开启的辅助种类也各不相同。西北、山东、四川区域辅助服务种类最为丰富。其中：

　　西北区域储能可参与的辅助服务包括：一次调频、AGC、转动惯量、无功调节、AVC、黑启动以及稳定切负荷服务7项

　　山东区域储能可参与的辅助服务包括一次调频、AGC、无功调节、转动惯量、快速调压、黑启动等

　　四川储能可参与的辅助服务包括AGC、APC、有偿一次调频、有偿调峰、直控型可调节负荷调峰，有偿无功服务、黑启动和爬坡

　　尤其值得注意的是：

　　西北区域电网提出了转动惯量补偿标准：0.3~0.7元/kWh。(可参考文章：构网型储能可获转动惯量补偿：0.3~0.7元/kWh，储能可参与7项辅助服务，西北监管局新版“两个细则”印发)。

　　山东在全国首次开辟了爬坡辅助服务市场，在可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化时，由储能等调节资源提供“向上爬坡”、“向下爬坡”服务(可参考文章：山东爬坡辅助服务交易规则正式印发，独立储能可提供服务并参与费用分摊)。

　　四川也为爬坡辅助服务设置了500元/MWh的补偿标准。

　　随着可再生能源装机占比不断增加，大量电力电子元件接入电力系统，电力系统对于能提供短时功率、电压支撑的灵活性资源的需求将不断上升，构网型储能的需求将在西北等区域凸显。

　　湖南/甘肃为储能开启容量市场

　　2023年底，随着《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》的发布，我国28个地区在2024年1月的电网代理购电价中加入了燃煤容量电价，28地均价为1.7013分/kWh，其中湖南最高，为3.708分/kWh。

　　伴随燃煤容量电价出台，储能产业开始密切关注储能的容量电价何时出台。尽管目前我国并未制定有类似于火电的储能容量电价，也未建立储能容量市场，但在部分区域已经开始有相关尝试。

　　例如，山东、新疆、河北、内蒙古出台有容量补偿电价政策，甘肃、湖南为储能开辟特定的容量市场。其中，2023年3月14日至3月21日，湖南省5家储能企业完成了首次容量市场化交易(可参考文章：27地燃煤容量电价已出，储能容量电价前景展望)。

　　电力现货市场改革不断推进

　　储能已参与多个市场

　　2023年12月，山西、广东省电力现货市场相继转入正式运行。截至目前，我国已有近30个地区开启模拟试运行或结算试运行，这其中，首批试点中的山东、蒙西、甘肃市场，正在进行长周期不间断试运行。我国电力现货市场进展如下。

　　随着电力现货市场建设的推进，2023年，储能也在山东、安徽、山西、广东、青海、宁夏等区域现货市场的应用中取得突破：

　　山东，独立储能电站参与电力现货市场，已经接近2年。截至2023年11月8日，已有25家独立储能和3家配建储能市场主体进入现货市场，独立储能总容量为2.375GW/4.840GWh，配建储能总容量为30MW/60MWh。

　　安徽，2023年9月、10月开展的两次电力现货市场结算试运行工作中，分别有8座、9座储能电站以“报量报价”或“自调度”的方式参与，在电力现货市场未中标时，具备AGC控制功能的储能电站还可申请参加调频市场调电试运行。

　　山西，2023年10月独立储能电站首次参与电力市场现货交易-大同合荣储能电站以“报量报价”方式参与电力市场现货交易。

　　广东， 2023年10月1日，梅州宝湖储能电站以“报量报价”的方式参与电力现货市场优化出清。

　　青海，2023年12月6日，电力现货市场首次调电试运行，2家独立储能电站参与。

　　宁夏，2023年12月13日至15日，现货市场第一次结算试运行，10MW/2h以上的独立储能电站可“报量不报价”参与现货市场。

　　电力市场的改革正为储能创造更多的应用场景，电能量市场、电力辅助服务市场的不断开放使储能获得多重收益正逐渐成为可能，解决储能利用低的问题将以更市场化的方式得以实现。

　　这也意味着储能将面临更为复杂的市场环境，政策机制的走向、运营模式的建立、交易策略的制定等都将对储能电站的实际收益产生关键的影响。