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“截至2024年4月，贵州电网共投产电化学储能电站16座，备案容量203万千瓦，实际投产195.5万千瓦，其中15座独立储能电站已完成全容量投产，成为南方五省区规模最大的电化学储能基地。”贵州电网有限责任公司电力调度中心副总经理黄晓旭在“第12届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2024）”新型储能与电力市场分论坛上指出。
贵州电网储能运行情况及问题思考
受“迎峰度冬”特性影响，贵州电网在冬季的时候电力供应较为紧张，亟需电化学储能做顶峰的支撑。为保障冬季电力供应安全，贵州从2023年7月开始建设电化学储能，省发展改革委、省能源局联合下发《关于开展我省 2023年独立储能示范项目建设有关工作的通知》（黔能源〔2023〕52号）， 按照“积极稳妥、总量控制、电网需要、示范建设”的原则，优选了15个装机共195万千瓦/390万千瓦时的独立储能项目作为示范项目，半年时间完成了项目投产，于2023年11月 30日前按期并网的独立示范储能项目。贵州缘何跑出了储能加速度？
贵州储能政策保障方面主要有四个方面：
一是奖励补贴政策，2023年11月30日前全容量建成投运的储能项目给予了一次性奖补，标准的是30元/千瓦时。
二是电价政策，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，放电结算电价按对应电压等级、对应时段贵州电网代理购电用户当月峰平谷销售电价进行分时段结算。
三是容量租赁政策，明确示范项目可按装机容量的1.4倍提供租赁服务，要求新能源电厂必须要配置10%的储能容量，价格为150-200元/千瓦时•年；
四是调用保障政策，针对储能示范项目，在纳入市场前，年调度放电利用次数不低于300次。
从实际调用场景来看，贵州储能调用主要用于高峰顶峰和新能源消纳两个方面。顶峰主要发生在迎峰度冬期间，可以缓解顶峰电力供应的紧张。从近期的运行情况来看，它的场景在发生一些转变，将储能应用于新能源消纳，以解决光伏在午间消纳困难的问题。
新型储能是新型电力系统的重要支撑，今年的政府工作报告指出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快建设新型能源体系，发展新型储能等。在双碳目标的背景下，新型储能发展前景广阔。
从储能电站实际运行来看，贵州储能调用还存在一些问题和困难：
一是储能调用还是以保障性为主，市场化的运营机制尚未建立。目前储能调用还是以电网需求为主，用以保障电力电量平衡、新能源消纳、断面控制等，主要以调度计划、指令的形式开展调用。
二是储能调用的受益主体多元化、政策设计难度大。不同场景的调用，储能产生的价值是不同，受益主体也不同。需要综合考虑，从顶层设计储能调用的机制。
三是大规模储能进入电力系统仍有制约因素。从新型电力系统的需求看，储能对于电网安全稳定运行是非常必要，但必须要控制一定的规模，储能不是越多越好，储能的利用小时数也不是越高越好，否则会导致市场无法消纳，调用率不高等问题。
储能市场化路径探索
相对于国内，欧美等国家的电力现货市场和辅助服务市场相对成熟，美国是调峰调频，英国通过双边谈判、峰谷套利等机制。从国内看，多省份和地区也出台了中长期交易、调峰调频辅助服务。
贵州依据实际情况，考虑按现货市场开展前后涉及储能参与方式。
在现货市场开展前，主要考虑的储能参与的市场类型有中长期电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场，这类比较成熟的市场。在现货市场开展后，储能可以参与中长期、现货电能量市场，调频市场以及容量补偿（市场）等。
市场机制设计方面，考虑从中长期、现货和辅助服务三个方面进行设计和推进。
在中长期电能量市场方面，独立储能可以与其他的市场主体开展中长期，在充电时段收集电量，在放电时段出售电量。交易方向是参与协商、挂牌或集中交易，另外考虑交易电量的一些约束。
在现货电能量市场方面，主要考虑报量报价和报量不报价的方式。前期储能规模小考虑只报量不报价，规模逐步扩大之后采取统一报量报价的方式进行参与。
在调频辅助服务市场方面，根据独立储能电站调节的里程、出清价格和调频性能指标可以获得对应的调频里程补偿，根据提供的调频容量和市场可以获得对应的调频容量补偿。
在调峰辅助服务市场方面，储能主体调峰收益以低谷调峰时段实际充电量和储能边际出清价格作为计算依据。
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