储能进入交易时代 独立主体身份凸显

2023年9月18日，首个国家级电力现货市场文件——《电力现货市场基本规则（试行）》印发，规则指出电力现货市场近期建设的主要任务之一，即“稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。”

储能进入电力市场交易成为大势所趋。相对于储能发展初期盈利模式单一的状况，不断推进的电力市场为储能的经济性和商业模式提供了新的可能性。业内普遍认为，储能的本质价值应在交易中体现，但我国电力市场改革还有很长的路要走，储能进入电力市场仍然面临较大的不确定性。

重大政策出台提供机遇

我国新型储能产业目前的发展现状已超过既定进程的预期，正在朝着规模化发展的目标加速推进。自2017年《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》发布以来，我国新型储能产业发展迅速,在技术研发、产业化和应用方面取得显著进展，已形成较为完整的产业体系，储能政策逐步完善，市场主体地位进一步明确，市场机制、价格机制和运行机制逐步改善。当前全国已有27个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计达到近80吉瓦，远超2025年实现30吉瓦装机的目标。

“十四五”以来，我国针对新型储能产业的发展阶段和产业特点，出台了多项重要产业政策，在新型储能市场地位、盈利模式、发展机制等方面做出诸多有益探索，为我国新型储能产业的快速发展提供了有力保障。部分重大政策及其影响见表。

新型储能商业模式创新及面临的挑战

在一系列政策的推动下，与“十三五”期间相比，新型储能的盈利模式与商业模式更为多元和灵活多样。

一是新版“两个细则”促进了辅助服务市场建设，使得参与辅助服务成为新型储能获得收益的重要来源之一。

二是新型储能迈出参与现货市场第一步。2022年，山东率先推出新型储能参与现货市场交易，随后陕西、甘肃等省份也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。未来，现货市场竞价交易中，根据现货市场价格走势，通过低价购入、高价卖出可获取可观收益。

三是分时电价推动用户侧储能商业化发展。随着峰谷时段的优化以及峰谷价差的进一步拉大，部分地区可以实现“两充两放”，投资回收期得到明显缩短。

四是共享储能商业模式得到广泛应用。与新能源场站内配建储能相比，独立共享储能可作为独立主体参与电力市场，目前独立共享储能主要通过参与各地辅助服务市场、现货市场获得收益，并根据各地新能源配建储能政策获得容量租赁收益。

独立/共享储能模式值得期待

目前，独立储能和新能源配储是我国新型储能开发建设的主要模式，独立储能占比呈上升趋势。根据CNESA Data link全球储能数据库的不完全统计，截至2023年6月，中国已投运新型储能项目累计装机为 21.1吉瓦，其中独立储能累计装机7.7吉瓦，占比为36%；2023年上半年，中国新增投运新型储能项目装机 8.0吉瓦，独立储能占比53%。

从产业发展来看，独立储能或共享储能模式值得期待。

一方面，独立储能具有独立市场主体身份，作为新的并网主体，不受电源、负荷制约，可自主参与现货市场、辅助服务市场。另一方面，与配建储能相比，独立储能有更好的经济性：一是独立储能初始投资可以由多个主体共同分摊，降低投资压力；二是独立储能大多在百兆瓦级及以上，可以集中采购、集中施工、集中运维，降低边际成本；三是独立储能收益来源广，除获得容量租赁收入外，还可通过参与现货交易、辅助服务、容量补偿等电力市场获取收益。

独立储能电站可统一规划、统一建设、统一调度，减少设备质量问题和安全风险，有效提高储能电站利用率，充分发挥储能对电网的支撑作用。此前国家也曾发文鼓励配套新能源建设的储能转型为独立储能。

储能独立参与交易仍面临挑战

过去储能多联合电源参与市场，当前，储能独立进入市场的趋势逐渐清晰，对于储能而言，独立参与市场仍面临挑战。其中最主要的挑战是体现储能多重价值的电力市场机制还不健全，缺乏充分体现储能价值的市场化运营机制和公平的收益分配机制，储能仍缺乏稳定、可持续的盈利机制。

以山东为例，山东是全国首个独立储能参与现货市场的省份，也是全国首个执行容量补偿电价的省份。山东独立储能的盈利渠道包括容量租赁、现货市场套利、辅助服务和容量补偿收入。山东容量租赁指导价330元/千瓦，租约2年；其在现货市场、容量补偿方面都出台了细则，且有示范项目在运行；但容量补偿机制尚处于初级阶段，补偿价格及补偿时期面临不确定性。

储能参与交易相关建议

储能参与市场交易，一方面，需要储能自身苦练内功、加强市场应对策略，另一方面，需要外部市场机制不断完善。

从企业主体方面来看，一是做好前瞻性新型储能技术布局和上下游产业链布局，加大关键技术装备研发力度，特别是高安全、低成本、长寿命、长时储能技术，同时积极参与产学研用体系和平台建设，提高自身和协同创新能力，通过技术创新进一步降本增效，突破储能成本和安全性问题；二是做好储能市场和政策研究，科学合理规划储能项目投资、选址、建设、运营，积极参与投资运营模式探索创新，增强储能参与市场交易竞争力；三是积极参与储能行业标准、相关政策的制定和完善，争取为储能参与电力市场营造更好的外部条件。

从市场管理部门方面来看，第一，建议推动新能源和储能作为联合主体参与市场，随着新能源装机的快速增长和成本的下降，新能源逐步进入电力市场是必然趋势；第二，制定和完善独立储能参与现货市场的规则细则，结合独立储能这一兼具发电和用电属性的新市场主体特点，明确市场准入条件、技术要求、报价方式、调度方式、结算规则等，建立完善独立储能紧急调用补偿机制；第三，完善辅助服务市场机制和交易品种：一方面，探索将快速调频、转动惯量、爬坡速率等纳入新型辅助服务交易品种，制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则；另一方面，由于辅助服务市场容量有限，建议建立辅助服务需求预测规模定期发布机制，合理引导投资和储能项目的规划建设，避免辅助服务供给不足或严重过剩；第四，制定和完善独立储能容量成本回收机制，储能可通过这些机制获得一部分长期、稳定收益；第五，开展多个市场协同研究，优化形成多层次、统一的电力市场体系，充分实现独立储能多重价值；第六，建立信息披露机制，明确界定应当披露的信息，应引入第三方机构，建立科学的电力监管指标体系。

还需创新储能投资运营模式。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立“源网荷储”一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能的公平保障机制。