市场机制和商业模式：新型储能高质量发展的关键突破口

　　随着新能源渗透率的提升，我国新型储能规模也在迅速扩大。尤其是在2023年，新型储能的功率和能量规模较2022年同比增长均超过了150%。但与这种爆发式增长形成鲜明对照的是，新型储能项目实际利用率仍然较低，经济收益不足，这延长了储能投资的成本回收周期，也影响了投资积极性，进而影响到储能发挥促进新能源高比例消纳和对电力系统支撑与调节的作用。

　　解决储能项目利用率偏低的关键突破口在于配套调度运用机制，包括市场机制和商业模式。2024年，“发展新型储能”首次被写入政府工作报告。国家能源局在4月印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，强调了建立和完善新型储能市场化运营的迫切性，并提出要通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分时复用”，来丰富新型储能的市场化商业模式。

　　自然资源保护协会(NRDC)与中关村储能产业技术联盟(CNESA)合作完成并在ESIE2024上发布的《储能高质量发展：市场机制与商业模式创新》研究报告(以下简称“报告”)通过对比分析国内外储能参与电力市场的运行现状，识别出影响我国新型储能高质量发展的因素，为完善新型储能调度运用的配套市场机制和商业模式提出了可行性建议。

　　国内外比较分析：报告对比分析了国内外新型储能参与电力市场的情况以及所采用的商业模式。一是市场机制方面，国外一些电力市场相对成熟，新型储能在电能量、辅助服务、容量市场均有可参与空间，能为电力系统供需平衡和电网安全运行提供服务。相较国外电力市场，国内市场在多重价值核定、多元化电力交易品种以及项目经济性等方面存在一定差距。

　　电能量市场：国内独立储能参与市场的规则尚不完善。美、英、澳等国家具备相对完善的市场机制，且均允许储能参与实时市场(平衡机制)。相比之下，国内只有山东、山西等少数省份提出，在具备条件时参与实时市场。

　　辅助服务市场：国内市场化的辅助服务主要为二次调频，一次调频、爬坡、备用等辅助服务，市场建设滞后。如备用市场方面，美国加州、美国德州、英国等国外市场具有多种允许储能参与的备用辅助服务品种，而国内仅有山西建立了正备用辅助服务市场并允许独立储能参与。在调频市场机制方面，国外调频品种划分的更细，储能可公平参与各调频辅助服务品种。

　　容量补偿机制：国内刚开始进行容量机制的探索，只有山东等少数地区出台了容量补偿电价机制。美国加州电网运营商CAISO采用资源充足性计划、英国采用容量市场来确保电力服务的可靠性;美国德州电网运营组织ERCOT和澳大利亚国家电力市场(NEM)虽无容量机制，但采用稀缺电价机制来实现可靠性。

　　二是商业模式方面，国内外新型储能的应用场景相似，主要包括电源侧新能源配储、电网侧独立储能、用户侧分布式储能等，但在商业模式及收益方面存在较大区别。电源侧配储：以新能源配储为主。在美国、英国、澳大利亚等国家，风电、光伏项目直接按市场价格参与批发电力市场，配置储能可提升新能源发电经济性。新能源发电和商业客户也可以签订购电协议，更高的配储比将获得更高的购电协议溢价。国内新能源尚未大规模进入市场，配储项目主要靠减少弃电和两个细则考核获得收益，收益水平低。国内还有火电配储参与联合调频的模式，配储规模相对较小，收益尚可，但随着市场饱和辅助服务新规的出台，收益将会有所下降。

　　独立储能：在英国和美国的加州和纽约州等地，除了普遍可参与的现货和辅助服务市场外，独立储能还可以获得来自资源充足性和容量市场等合同的稳定长期收益。我国独立储能参与现货和辅助服务尚处于探索阶段，受限于电力市场机制不完善，电网侧独立储能收益以容量租赁为主，租赁价格和年限难以保证，市场化收益水平和收益稳定性同国外存在明显差距。

　　用户储能：国外用户侧储能以居民户储为主。比如德国的民用建筑大多安装光伏和储能，提高光伏发电自用率和用电自给率。我国用户侧储能以工商业和产业园为主，收益形式较为单一，通过分时电价的峰谷价差套利来降低用电成本，多集中在东部峰谷电价差高的省份。

　　总体上看，国内市场存在五个方面的问题：新能源配储市场空间大，但存在新能源参与电力市场比例低导致储能利用率和收益率低等问题;火储联合调频市场化程度高，经济性较好，但面临后续市场空间饱和、收益下降的局面;电网侧独立储能利用率相对较高，收益来源正在逐步多元化，但整体收益水平不高;电网侧替代型储能由于无成本回收渠道，目前发展处于停滞状态;用户侧储能以工商业储能为主，存在收益来源单一等问题。

　　提升的路径：为推动我国新型储能产业高质量发展，报告针对上述问题提出以下建议：一是创新新能源和储能联合参与电力市场的机制。从国外经验来看，新能源逐步进入现货市场是趋势。新能源出力波动大，参与电力市场后，可能会直接放大新能源企业的收益风险。因此，市场机制的设计需要体现新能源配建储能的价值，比如配储可以消减新能源出力预测精度低、可信容量低等劣势，提升新能源电站竞争力。

　　二是完善储能参与辅助服务的市场规则。建立惯量、调频等不同类型辅助服务的监测和评估方法，研究相应的市场化补偿机制及出清机制，并在市场规则上明确单个储能电站参与调频市场的容量占比、明确综合性能系数、补偿价格的上下限。这样即有利于不同类型的新型储能在调频、惯量、备用功能上更好地发挥各自优势，也有利于控制储能对电力系统的反向扰动，并保障项目寿命和收益控制在合理范围内。

　　三是探索长期和稳定的容量回收机制抽水蓄能、煤电已先后推出了容量电价。随着技术的不断成熟、成本的大幅下降且逐步稳定，对新型储能建立容量电价的时机基本成熟。以独立储能为例，从成本补偿起步，逐步建立起与其他资源共同参与的容量市场机制。初期成本补偿阶段，采用事后动态核定调整的方式进行优化。

　　四是推动用户侧资源聚合技术与商业模式的广泛应用。分布式储能点多面广，单个项目容量小，难以直接接受电网调度和独立参与电力市场。因此，需要探索规模化分布式储能与其他分布式资源协同参与电网调度的聚合方案，如推动储能在虚拟电厂、多能互补一体化、光储充一体化等新业态中的商业化应用。同时，除优化分时电价机制外，还需完善用户侧参与电力市场的相关规则，支持负荷聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体的发展，推动用户侧储能获取更多市场化收益。(作者：自然资源保护协会项目主管 黄辉 中关村储能产业技术联盟高级研究经理 张兴)

来源：中国工业新闻网