中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2023年，我國(guó)共有935個(gè)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)了并網(wǎng)，總規(guī)模達(dá)22.80吉瓦/49.08吉瓦時(shí)，國(guó)內(nèi)市場(chǎng)連續(xù)兩年保持了超200%的增速，然而作為儲(chǔ)能裝機(jī)主力的獨(dú)立儲(chǔ)能依然運(yùn)營(yíng)困難，面臨價(jià)差降低、調(diào)用次數(shù)下降、補(bǔ)貼退坡等難題。現(xiàn)貨市場(chǎng)被視為獨(dú)立儲(chǔ)能獲得收益的重要途徑，A省是儲(chǔ)能進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)起步最早的區(qū)域之一，允許獨(dú)立儲(chǔ)能通過自調(diào)度方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，包括電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，獲取現(xiàn)貨價(jià)差收入、容量補(bǔ)償收入、調(diào)頻和爬坡輔助服務(wù)收入，以及允許儲(chǔ)能出租容量獲取租賃收入。盡管A省在政策、市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)方面給與了獨(dú)立儲(chǔ)能各種支持，但是部分獨(dú)立儲(chǔ)能仍陷入虧損。
一、獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的實(shí)踐
（一）電能量市場(chǎng)：價(jià)差收入降低
1.電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差持續(xù)縮小
A省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清電價(jià)上下限分別為1500元/兆瓦時(shí)、－100元/兆瓦時(shí)，上下限價(jià)差高達(dá)1600元/兆瓦時(shí)，較大的價(jià)差限值提供了很大的想象空間。不過，在實(shí)際運(yùn)行過程中，2023年A省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)際價(jià)差僅為540.84元/兆瓦時(shí)，不但遠(yuǎn)低于上下限值差，而且具有逐年縮小的趨勢(shì)。2023年一季度A省電力現(xiàn)貨價(jià)差為583.41元/兆瓦時(shí)，較上年同期縮小27.24%；2024年一季度現(xiàn)貨價(jià)差為551.87元/兆瓦時(shí)，較上年同期進(jìn)一步縮小5.41%。
對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能充放電更看重的2小時(shí)價(jià)差，2024年一季度價(jià)差均值僅為252元/兆瓦時(shí)(綜合考慮深谷容量補(bǔ)償電價(jià)，按固定時(shí)段的兩個(gè)小時(shí)計(jì)算，并非最大最小兩小時(shí))，扣除各類市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)偤螅瑑H為177元/兆瓦時(shí)。逐年縮小的現(xiàn)貨價(jià)差不僅降低了充放電的收入，而且影響了充放電次數(shù)，以100元/兆瓦時(shí)門檻值為例，2024年一季度可充電次數(shù)僅59次，與2023年同期基本持平。
2.“削峰填谷”是儲(chǔ)能現(xiàn)貨價(jià)差收入降低的重要原因
現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差縮小反映用戶用電曲線更加契合發(fā)電特性，電力系統(tǒng)運(yùn)行更加平穩(wěn)，安全性更高。A省現(xiàn)貨市場(chǎng)平均價(jià)差逐年縮小得益于現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)的指導(dǎo)作用，也得益于政府持續(xù)拉大零售峰谷價(jià)差的舉措。A省發(fā)展改革委先后發(fā)布《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》《關(guān)于進(jìn)一步優(yōu)化工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策的通知》，建立了基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償電價(jià)體系，將上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)調(diào)節(jié)費(fèi)納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍，增加了零售套餐的峰谷價(jià)差和時(shí)段要求。在政策指引下，A省電力零售市場(chǎng)價(jià)差不斷拉大，電網(wǎng)代理購電峰谷價(jià)差一度高達(dá)763.42元/兆瓦時(shí)。
與一般認(rèn)知不同，零售側(cè)峰谷價(jià)差的拉大并沒有“反哺”獨(dú)立儲(chǔ)能，反而導(dǎo)致批發(fā)側(cè)價(jià)差縮小、獨(dú)立儲(chǔ)能價(jià)差收入減少。這是因?yàn)榱闶蹅?cè)的分時(shí)電價(jià)政策有效激勵(lì)用戶削峰填谷，將負(fù)荷轉(zhuǎn)移到午間，促進(jìn)了光伏消納，也抬高了午間現(xiàn)貨電價(jià)。據(jù)悉，2023年A省共有約350萬千瓦負(fù)荷由晚間轉(zhuǎn)移至中午，2024年一季度，進(jìn)一步轉(zhuǎn)移了150萬千瓦填谷負(fù)荷。
儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模的快速擴(kuò)大也有助于削峰填谷。2023年A省儲(chǔ)能新增裝機(jī)243萬千瓦，相當(dāng)于午間增加了相應(yīng)的用電負(fù)荷，進(jìn)一步抬高了午間電價(jià)、降低峰段電價(jià)，儲(chǔ)能價(jià)差收入則隨之降低。前期現(xiàn)貨價(jià)差高時(shí)，儲(chǔ)能可獲得理想收入，但是隨著成本降低，新的儲(chǔ)能項(xiàng)目不斷上馬，并參與削峰填谷，前期儲(chǔ)能價(jià)差收入也可能隨之降低。
在零售側(cè)價(jià)格指引和儲(chǔ)能快速發(fā)展的雙重作用下，原來陡峭的用電曲線開始“緩和”，現(xiàn)貨市場(chǎng)峰段電價(jià)下降、機(jī)組啟停等市場(chǎng)費(fèi)用顯著降低，也有助于新能源消納和電力系統(tǒng)穩(wěn)定，而獨(dú)立儲(chǔ)能又反向成為受損方，儲(chǔ)能行業(yè)越發(fā)展，獲得的收益可能越低。
（二）輔助服務(wù)市場(chǎng)：質(zhì)優(yōu)價(jià)低
除電能量外，獨(dú)立儲(chǔ)能還是優(yōu)質(zhì)的輔助服務(wù)提供商，可提供調(diào)峰、調(diào)頻、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、爬坡、備用等服務(wù)，其中調(diào)峰和調(diào)頻（二次調(diào)頻）是覆蓋區(qū)域最廣的兩類輔助服務(wù)，但因電力現(xiàn)貨市場(chǎng)與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)融合，目前現(xiàn)貨區(qū)域獨(dú)立儲(chǔ)能參與最多的是調(diào)頻市場(chǎng)。此外，A省在全國(guó)首次開辟了爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)。
1.調(diào)頻市場(chǎng)需求有限
A省市場(chǎng)允許獨(dú)立儲(chǔ)能參與調(diào)頻市場(chǎng)，按照調(diào)頻里程、調(diào)節(jié)系數(shù)、調(diào)頻價(jià)格進(jìn)行結(jié)算。相較火電，獨(dú)立儲(chǔ)能具備更靈敏的調(diào)節(jié)速度、更準(zhǔn)確的精度、更迅速的響應(yīng)時(shí)間，是調(diào)頻服務(wù)的良好資源。但是獨(dú)立儲(chǔ)能提供調(diào)頻無法獲得和火電一樣的價(jià)格，需打折結(jié)算，因此獨(dú)立儲(chǔ)能參與調(diào)頻的意愿較低。即使規(guī)則調(diào)整后，自2024年7月起，A省獨(dú)立儲(chǔ)能參與調(diào)頻能和火電獲得一樣的價(jià)格，但對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能而言，調(diào)頻收入可能也只是“杯水車薪”。A省調(diào)頻市場(chǎng)日均需求約50萬千瓦，而獨(dú)立儲(chǔ)能規(guī)模已超200萬千瓦，若完全放開獨(dú)立儲(chǔ)能參與調(diào)頻市場(chǎng)，激烈的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)將導(dǎo)致調(diào)頻價(jià)格下降。
2.其他輔助服務(wù)市場(chǎng)亟待完善
A省獨(dú)立儲(chǔ)能還可“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)，爬坡出清價(jià)格為爬坡容量約束的影子價(jià)格，即只有當(dāng)爬坡市場(chǎng)供不應(yīng)求時(shí)爬坡服務(wù)才具備價(jià)格，多數(shù)時(shí)候免費(fèi)提供。長(zhǎng)久以來，轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、爬坡服務(wù)等都約定俗成由火電企業(yè)義務(wù)提供。
隨著新能源高比例并網(wǎng)，為鼓勵(lì)儲(chǔ)能投資，多地出臺(tái)了針對(duì)儲(chǔ)能特性的輔助服務(wù)，如西北區(qū)域電網(wǎng)提出了轉(zhuǎn)動(dòng)慣量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，福建區(qū)分了獨(dú)立儲(chǔ)能參與的快速動(dòng)作區(qū)調(diào)頻市場(chǎng)，華中、四川、山西等區(qū)域?yàn)閮?chǔ)能開啟了一次調(diào)頻市場(chǎng)，廣東獨(dú)立儲(chǔ)能可參與跨省備用市場(chǎng)等。上述實(shí)踐仍處于探索階段，對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能可發(fā)揮的作用和定價(jià)機(jī)制尚不明確，因此這些輔助服務(wù)要么是非常態(tài)化的補(bǔ)貼，要么市場(chǎng)規(guī)模小無法匹配獨(dú)立儲(chǔ)能規(guī)模。
（三）容量租賃市場(chǎng)：價(jià)格持續(xù)下跌
獨(dú)立儲(chǔ)能容量租賃市場(chǎng)也是業(yè)內(nèi)關(guān)注的焦點(diǎn)，參與A省新能源市場(chǎng)化競(jìng)配時(shí)需承諾配建儲(chǔ)能或租賃儲(chǔ)能的比例，根據(jù)A省能源局發(fā)布的《關(guān)于公布2024年市場(chǎng)化并網(wǎng)項(xiàng)目名單的通知》，項(xiàng)目配儲(chǔ)比例高達(dá)50%。一些觀點(diǎn)認(rèn)為儲(chǔ)能租賃市場(chǎng)需求旺盛、價(jià)格可期，然而實(shí)際上伴隨儲(chǔ)能成本的快速下降，儲(chǔ)能租賃價(jià)格也持續(xù)走低，從2023年240－270元/千瓦·年降至2024年的不足200元/千瓦·年；并且，因新能源預(yù)期電價(jià)下降和配儲(chǔ)比例要求高等原因，集中式新能源投產(chǎn)規(guī)模遠(yuǎn)低于預(yù)期，也導(dǎo)致儲(chǔ)能租賃市場(chǎng)實(shí)際需求不足。
二、關(guān)于儲(chǔ)能路線的思考
（一）獨(dú)立儲(chǔ)能價(jià)差收入降低是市場(chǎng)發(fā)展的必然結(jié)果
獨(dú)立儲(chǔ)能價(jià)差收入低，A省不是個(gè)例，根據(jù)《2023年廣東電力市場(chǎng)年度報(bào)告》，新型儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的平均峰谷價(jià)差為177元/兆瓦時(shí)，低于該省2023年現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)際價(jià)差。拉大現(xiàn)貨價(jià)格上下限或增加新能源入市比例難以提升儲(chǔ)能的價(jià)差收入。實(shí)踐證明，A省和廣東現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差限值均超過1000元/兆瓦時(shí)、山西和甘肅新能源的大比例入市都未能提升獨(dú)立儲(chǔ)能的價(jià)差收入。目前來看，所有拉大峰谷價(jià)差的舉措最終都將降低獨(dú)立儲(chǔ)能收入，因?yàn)檫@些舉措會(huì)進(jìn)一步引導(dǎo)用戶和獨(dú)立儲(chǔ)能參與“削峰填谷”，最終抬高電力現(xiàn)貨市場(chǎng)谷段電價(jià)，降低峰段電價(jià)。
近兩年儲(chǔ)能成本快速下降，即使項(xiàng)目決策時(shí)認(rèn)為當(dāng)前價(jià)差和租賃等收入可覆蓋成本，但是隨著儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，尤其是新能源配套建設(shè)儲(chǔ)能的比例持續(xù)走高，單個(gè)獨(dú)立儲(chǔ)能現(xiàn)貨價(jià)差收入和租賃收入都將減少，若收入模式保持不變，目前微利的項(xiàng)目也可能陷入虧損。
（二）獨(dú)立儲(chǔ)能輔助服務(wù)收入低是市場(chǎng)的選擇
調(diào)頻市場(chǎng)規(guī)模無法匹配獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展速度是許多區(qū)域市場(chǎng)共同的現(xiàn)狀。以調(diào)頻市場(chǎng)最為活躍的廣東為例，整個(gè)廣東地區(qū)可供獨(dú)立儲(chǔ)能參與的調(diào)頻總量?jī)H為30—50萬千瓦，而新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模已突破160萬千瓦，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)愈加激烈。即使儲(chǔ)能調(diào)頻性能優(yōu)越，調(diào)頻市場(chǎng)也無法成為獨(dú)立儲(chǔ)能的“救命稻草”。以福建調(diào)頻市場(chǎng)為例，福建調(diào)頻市場(chǎng)為更好地發(fā)揮常規(guī)調(diào)頻資源和快速調(diào)頻資源的特點(diǎn)，將調(diào)頻市場(chǎng)細(xì)分為快速動(dòng)作區(qū)、慢速動(dòng)作區(qū)、緊急動(dòng)作區(qū)，獨(dú)立儲(chǔ)能僅參與快速動(dòng)作區(qū)，而該細(xì)分市場(chǎng)的需求約50兆瓦，福建省2023年底電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能規(guī)模已達(dá)130兆瓦/300兆瓦時(shí)，快速動(dòng)作區(qū)報(bào)價(jià)上限12元/兆瓦，低于慢速動(dòng)作區(qū)報(bào)價(jià)上限16元/兆瓦。市場(chǎng)容量小、價(jià)格上限低，高質(zhì)量的服務(wù)未必能獲得相匹配的收益。
當(dāng)前電力市場(chǎng)尚缺乏購買高質(zhì)量輔助服務(wù)的意愿。即使新型電力系統(tǒng)對(duì)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、靈活爬坡的需求不斷增加，短期看火電仍然是主要的免費(fèi)供應(yīng)方，目前已有的輔助服務(wù)難以支撐獨(dú)立儲(chǔ)能的發(fā)展。
（三）獨(dú)立儲(chǔ)能的發(fā)展亟需容量電價(jià)保障
獨(dú)立儲(chǔ)能已經(jīng)成為多省新型電力系統(tǒng)重要組成部分，其主要收入來源——現(xiàn)貨價(jià)差收入和容量租賃收入?yún)s持續(xù)面臨新入局者的競(jìng)爭(zhēng)，新項(xiàng)目技術(shù)更新成本更低，將不斷降低峰谷價(jià)差和租賃單價(jià)。若把獨(dú)立儲(chǔ)能完全推向市場(chǎng)，項(xiàng)目的持續(xù)性虧損難以避免，建議為獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)置容量電價(jià)，綜合考慮電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求、獨(dú)立儲(chǔ)能不同階段成本，分批次測(cè)算，納入系統(tǒng)調(diào)節(jié)費(fèi)用。
（四）電源側(cè)儲(chǔ)能和配網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能作用更聚焦
區(qū)別于獨(dú)立儲(chǔ)能，現(xiàn)貨市場(chǎng)下電源側(cè)儲(chǔ)能和配網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的作用更加聚焦，電源側(cè)儲(chǔ)能主要服務(wù)于電源在現(xiàn)貨市場(chǎng)中的交易策略，如新能源配儲(chǔ)可平滑發(fā)電曲線，減少新能源現(xiàn)貨市場(chǎng)損失；配網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能可緩解配變反向過載等安全問題，雖然這兩類儲(chǔ)能目前也缺乏商業(yè)模式，但是只要給予適當(dāng)?shù)恼咭龑?dǎo)，有望實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能和電力系統(tǒng)的“雙向奔赴”。
