市場機制和商業模式：新型儲能高質量發展的關鍵突破口

　　隨著新能源滲透率的提升，我國新型儲能規模也在迅速擴大。尤其是在2023年，新型儲能的功率和能量規模較2022年同比增長均超過了150%。但與這種爆發式增長形成鮮明對照的是，新型儲能項目實際利用率仍然較低，經濟收益不足，這延長了儲能投資的成本回收周期，也影響了投資積極性，進而影響到儲能發揮促進新能源高比例消納和對電力系統支撐與調節的作用。

　　解決儲能項目利用率偏低的關鍵突破口在于配套調度運用機制，包括市場機制和商業模式。2024年，“發展新型儲能”首次被寫入政府工作報告。國家能源局在4月印發了《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》，強調了建立和完善新型儲能市場化運營的迫切性，并提出要通過靈活有效的市場化手段，促進新型儲能“一體多用、分時復用”，來豐富新型儲能的市場化商業模式。

　　自然資源保護協會(NRDC)與中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)合作完成并在ESIE2024上發布的《儲能高質量發展：市場機制與商業模式創新》研究報告(以下簡稱“報告”)通過對比分析國內外儲能參與電力市場的運行現狀，識別出影響我國新型儲能高質量發展的因素，為完善新型儲能調度運用的配套市場機制和商業模式提出了可行性建議。

　　國內外比較分析：報告對比分析了國內外新型儲能參與電力市場的情況以及所采用的商業模式。一是市場機制方面，國外一些電力市場相對成熟，新型儲能在電能量、輔助服務、容量市場均有可參與空間，能為電力系統供需平衡和電網安全運行提供服務。相較國外電力市場，國內市場在多重價值核定、多元化電力交易品種以及項目經濟性等方面存在一定差距。

　　電能量市場：國內獨立儲能參與市場的規則尚不完善。美、英、澳等國家具備相對完善的市場機制，且均允許儲能參與實時市場(平衡機制)。相比之下，國內只有山東、山西等少數省份提出，在具備條件時參與實時市場。

　　輔助服務市場：國內市場化的輔助服務主要為二次調頻，一次調頻、爬坡、備用等輔助服務，市場建設滯后。如備用市場方面，美國加州、美國德州、英國等國外市場具有多種允許儲能參與的備用輔助服務品種，而國內僅有山西建立了正備用輔助服務市場并允許獨立儲能參與。在調頻市場機制方面，國外調頻品種劃分的更細，儲能可公平參與各調頻輔助服務品種。

　　容量補償機制：國內剛開始進行容量機制的探索，只有山東等少數地區出臺了容量補償電價機制。美國加州電網運營商CAISO采用資源充足性計劃、英國采用容量市場來確保電力服務的可靠性;美國德州電網運營組織ERCOT和澳大利亞國家電力市場(NEM)雖無容量機制，但采用稀缺電價機制來實現可靠性。

　　二是商業模式方面，國內外新型儲能的應用場景相似，主要包括電源側新能源配儲、電網側獨立儲能、用戶側分布式儲能等，但在商業模式及收益方面存在較大區別。電源側配儲：以新能源配儲為主。在美國、英國、澳大利亞等國家，風電、光伏項目直接按市場價格參與批發電力市場，配置儲能可提升新能源發電經濟性。新能源發電和商業客戶也可以簽訂購電協議，更高的配儲比將獲得更高的購電協議溢價。國內新能源尚未大規模進入市場，配儲項目主要靠減少棄電和兩個細則考核獲得收益，收益水平低。國內還有火電配儲參與聯合調頻的模式，配儲規模相對較小，收益尚可，但隨著市場飽和輔助服務新規的出臺，收益將會有所下降。

　　獨立儲能：在英國和美國的加州和紐約州等地，除了普遍可參與的現貨和輔助服務市場外，獨立儲能還可以獲得來自資源充足性和容量市場等合同的穩定長期收益。我國獨立儲能參與現貨和輔助服務尚處于探索階段，受限于電力市場機制不完善，電網側獨立儲能收益以容量租賃為主，租賃價格和年限難以保證，市場化收益水平和收益穩定性同國外存在明顯差距。

　　用戶儲能：國外用戶側儲能以居民戶儲為主。比如德國的民用建筑大多安裝光伏和儲能，提高光伏發電自用率和用電自給率。我國用戶側儲能以工商業和產業園為主，收益形式較為單一，通過分時電價的峰谷價差套利來降低用電成本，多集中在東部峰谷電價差高的省份。

　　總體上看，國內市場存在五個方面的問題：新能源配儲市場空間大，但存在新能源參與電力市場比例低導致儲能利用率和收益率低等問題;火儲聯合調頻市場化程度高，經濟性較好，但面臨后續市場空間飽和、收益下降的局面;電網側獨立儲能利用率相對較高，收益來源正在逐步多元化，但整體收益水平不高;電網側替代型儲能由于無成本回收渠道，目前發展處于停滯狀態;用戶側儲能以工商業儲能為主，存在收益來源單一等問題。

　　提升的路徑：為推動我國新型儲能產業高質量發展，報告針對上述問題提出以下建議：一是創新新能源和儲能聯合參與電力市場的機制。從國外經驗來看，新能源逐步進入現貨市場是趨勢。新能源出力波動大，參與電力市場后，可能會直接放大新能源企業的收益風險。因此，市場機制的設計需要體現新能源配建儲能的價值，比如配儲可以消減新能源出力預測精度低、可信容量低等劣勢，提升新能源電站競爭力。

　　二是完善儲能參與輔助服務的市場規則。建立慣量、調頻等不同類型輔助服務的監測和評估方法，研究相應的市場化補償機制及出清機制，并在市場規則上明確單個儲能電站參與調頻市場的容量占比、明確綜合性能系數、補償價格的上下限。這樣即有利于不同類型的新型儲能在調頻、慣量、備用功能上更好地發揮各自優勢，也有利于控制儲能對電力系統的反向擾動，并保障項目壽命和收益控制在合理范圍內。

　　三是探索長期和穩定的容量回收機制抽水蓄能、煤電已先后推出了容量電價。隨著技術的不斷成熟、成本的大幅下降且逐步穩定，對新型儲能建立容量電價的時機基本成熟。以獨立儲能為例，從成本補償起步，逐步建立起與其他資源共同參與的容量市場機制。初期成本補償階段，采用事后動態核定調整的方式進行優化。

　　四是推動用戶側資源聚合技術與商業模式的廣泛應用。分布式儲能點多面廣，單個項目容量小，難以直接接受電網調度和獨立參與電力市場。因此，需要探索規模化分布式儲能與其他分布式資源協同參與電網調度的聚合方案，如推動儲能在虛擬電廠、多能互補一體化、光儲充一體化等新業態中的商業化應用。同時，除優化分時電價機制外，還需完善用戶側參與電力市場的相關規則，支持負荷聚合商、虛擬電廠等新興市場主體的發展，推動用戶側儲能獲取更多市場化收益。(作者：自然資源保護協會項目主管 黃輝 中關村儲能產業技術聯盟高級研究經理 張興)

來源：中國工業新聞網