中國儲能網(wǎng)訊：

一、近期儲能市場變化

  1、裝機及運行情況

  2023年儲能新增裝機規(guī)模約為23.22GW/51.13GWh，同比增長221%。其中源網(wǎng)側(cè)儲能新增裝機21.46GW/46.40GWh，同比增長近200%。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)：2023年獨立儲能運營情況好于2022年，日均運行2.61h，年均運行953h，平均利用率指數(shù)由2022年的30%提升至38%，平均等效充放電次數(shù)172次。

  2、政策變化情況

  國家層面：《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》（發(fā)改價格[2024]196號），提出：對于調(diào)峰輔助服務(wù)，要求電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，調(diào)峰及頂峰、調(diào)峰容量等具有類似功能的市場不再運行，調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價（寧夏受影響較大）。對于調(diào)頻輔助服務(wù)，原則上性能系數(shù)最大不超過2（山西受影響較大），調(diào)頻里程出清價格上限不超過每千瓦0.015元。此外，《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》（國能發(fā)科技規(guī)[2024]26號）明確了公平調(diào)用新型儲能的原則（山東受影響較大）?！峨娏κ袌鲞\行基本規(guī)則》明確儲能的地位，同時為儲能參與容量交易提供可能。

  地方層面：由于上述196號文件的出臺，地方政策與之不符的文件均將在6個月內(nèi)作出調(diào)整。目前已有消息山西、寧夏均在準(zhǔn)備中。此外，近期河南、蒙西、江蘇也陸續(xù)有新的政策發(fā)布，在此不做贅述。

  3、造價變化情況

  以電化學(xué)儲能為例，隨著碳酸鋰材料的價格下降，2小時（0.5C）儲能系統(tǒng)造價目前在0.58-0.65元/Wh之間，電芯價格在0.4元/Wh左右。有行業(yè)專家預(yù)測，2024年儲能電芯價格將維持在0.35元/Wh-0.38元/Wh，2小時（0.5C）儲能電站EPC真實造價應(yīng)該在1.1元/Wh左右。

  二、重點區(qū)域政策

  1、寧夏

  （1）政策梳理

  現(xiàn)階段寧夏儲能盈利模式為：“調(diào)峰輔助服務(wù)（0.6元/kWh,原則上不低于250次）+容量租賃+頂峰交易”

  現(xiàn)貨市場運行后寧夏儲能盈利模式為：“現(xiàn)貨交易+容量租賃”

  根據(jù)《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》（發(fā)改價格[2024]196號）的要求，調(diào)峰服務(wù)價格上限原則上不高于當(dāng)?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價，0.6元/kWh的調(diào)峰輔助服務(wù)價格將會做出調(diào)整。寧夏儲能收益約60%來自輔助服務(wù)市場，價格調(diào)整后，收益率下降較多，無法保證儲能合理收益。（寧夏電力調(diào)度中心人員在國際儲能峰會上匯報數(shù)據(jù)）

  表1政策匯總表

  （2）實際運行情況

  截至2023年底，寧夏的儲能規(guī)模已達286.5萬千瓦/573.2萬千瓦時，2023年運行情況如下：

  調(diào)峰運行情況：綜合利用小時數(shù)達到1006（953-全國平均數(shù)據(jù)）小時，平均利用率指數(shù)是56%（38%-全國平均數(shù)據(jù)），已轉(zhuǎn)商業(yè)運營的儲能電站調(diào)峰輔助服務(wù)結(jié)算價格為0.6元/kwh，調(diào)試期的結(jié)算價格為0.48元/kwh，2022年底并網(wǎng)的儲能電站調(diào)峰次數(shù)平均在300次以上。

  容量租賃情況：所調(diào)研的儲能電站目前出租率都在80%以上，出租價格主要集中在20-24萬/MW之間，租賃期一般在3年以內(nèi)，以100MW/200MWh儲能電站為例容量租賃收益在2000萬-2400萬不等。（寧夏電力調(diào)度中心工作人員在國際儲能峰會上匯報平均租賃價格在22萬/MW，全省出租率83%）

  從中電聯(lián)發(fā)布的相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，寧夏儲能電站的平均利用系數(shù)、平均出力系數(shù)、平均綜合效率在全國均屬前列，說明寧夏儲能調(diào)峰的市場需求及技術(shù)驗證均無太大問題。

  2、山西

  （1）政策梳理

  山西儲能盈利模式主要為：現(xiàn)貨交易+一次調(diào)頻+正備用+二次調(diào)頻+容量租賃（未來？）

  現(xiàn)貨交易：山西電力現(xiàn)貨市場自2023年12月22日起轉(zhuǎn)入正式運行，是國內(nèi)第一個轉(zhuǎn)入正式運行的電力現(xiàn)貨市場。目前山西現(xiàn)貨市場運行規(guī)則已經(jīng)迭代到V14版本；

  一次調(diào)頻：山西最早于2022年5月由山西能監(jiān)辦印發(fā)了《山西電力一次調(diào)頻市場交易實施細則（試行）》，2024年1月山西監(jiān)管辦公室發(fā)布關(guān)于征求《關(guān)于完善山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場等有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，對一次調(diào)頻市場有關(guān)條款進行了明確和細化。但根據(jù)發(fā)改價格[2024]196號，一次調(diào)頻中的性能指標(biāo)將會作出調(diào)整（上限8變?yōu)?），費用疏導(dǎo)規(guī)則也將發(fā)生變化（原來是由考核費用+發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體分?jǐn)?，但山西屬于電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的區(qū)域：原則上，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分擔(dān)，分擔(dān)比例由省級價格主管部門確定。）。

  正備用：2023年5月山西監(jiān)管辦公室發(fā)布了《山西正備用輔助服務(wù)市場交易實施細則》，低谷00:00-06:00、12:00-16:00，0-10元/兆瓦；平峰06:00-12:00、21:00-24:00，0-15元/兆瓦；晚高峰16:00-21:00，0-100元/兆瓦，試行期兩年。

  二次調(diào)頻：2024年1月山西監(jiān)管辦公室發(fā)布關(guān)于征求《關(guān)于完善山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場等有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，提出了獨立儲能參與二次調(diào)頻市場性能指標(biāo)計算方法等內(nèi)容，意味著獨立儲可能將可參與山西二次調(diào)頻輔助服務(wù)市場；2024年6月山西能監(jiān)辦發(fā)布《關(guān)于完善山西電力輔助服務(wù)市場有關(guān)事項的通知》，對二次調(diào)頻性能指標(biāo)計算方法、用戶側(cè)削峰填谷、差額資金分配等內(nèi)容進行明確和細化，特別針對新增獨立儲能，制定了標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)速率、標(biāo)準(zhǔn)調(diào)節(jié)精度和標(biāo)準(zhǔn)響應(yīng)時間三項指標(biāo)的計算方式。

  容量租賃：在山西省《2023年全省電力市場交易工作方案》中提出研究出臺新型儲能共享容量租賃交易機制，但目前無明確政策，山西并未要求強制配儲，也暫未了解到有落地案例。故未來有可能會增加此部分收益。

  由于篇幅原因，以上文件內(nèi)容不再具體展示，感興趣的朋友可自行搜索以上文件原文。

  （2）實際運行情況現(xiàn)貨方面：山西已有獨立儲能電站轉(zhuǎn)為商業(yè)運營參與現(xiàn)貨交易，并完成結(jié)算。2023年10月份大同合榮儲能電站以“報量報價”方式參與電力市場現(xiàn)貨交易。根據(jù)其單位負責(zé)人在儲能大會發(fā)言介紹的情況現(xiàn)貨交易價差在0.40元/kWh左右變化，每月充放電次數(shù)在20-40次之間不等。根據(jù)國網(wǎng)山西省電力公司調(diào)控中心現(xiàn)貨市場處數(shù)據(jù)：2022年，山西實時現(xiàn)貨市場的峰谷價差平均值差不多657元/MWh，2023年1—7月份，評估價差平均為381元/MWh。（另蘭木達公司的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示：2023年，山西全年0-50元/MWh的極低價格區(qū)間持續(xù)1142小時（占比13%），300-400元/MWh兩個連續(xù)價格區(qū)間持續(xù)時間最長（共達4394小時，占比50.2%），600元/MWh以上高價區(qū)間持續(xù)635小時（占比7.2%），所以上述數(shù)據(jù)是可以相互驗證的。）

  一次調(diào)頻方面（來自山西電力調(diào)度控制中心發(fā)布的《山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場建設(shè)情況公告》）：2023年底，山西電力調(diào)控中心曾組織儲能電站開展了兩輪次的一次調(diào)頻、二次調(diào)頻調(diào)電試運行。試運行期間2座儲能電站的性能指標(biāo)平均值分別由最初的0.23和1.41逐步提升至1.92和1.99，但是在性能指標(biāo)達到2以后未進一步提升。性能指標(biāo)K理論最大取值為8（根據(jù)發(fā)改價格[2024]196號文，該性能指標(biāo)將會調(diào)整），可見還有較大提升空間。試運行期間2座儲能電站出現(xiàn)一次調(diào)頻錯誤動作情況較多，錯誤動作（不動作、反向動作）次數(shù)分別為2615次、6162次。除上述2家儲能電站外，還有5家儲能電站正在開展一次調(diào)頻性能測試（由此處數(shù)據(jù)即可表明山西至少已經(jīng)并網(wǎng)7家儲能電站，希望通過一次調(diào)頻市場運行初期競爭對手少，獲取高收益的假設(shè)已經(jīng)不存在，尤其是融資機構(gòu)需要予以關(guān)注）。

  正備用：此部分筆者未了解到更多實際運行情況，但根據(jù)政策文件來看，此部分獲得的收益有限。

  （3）其他以下為筆者在國家能源局官網(wǎng)（http://www.nea.gov.cn/2024-04/19/c_1310771804.htm）看到的一篇通訊報道，結(jié)合該報道，筆者介紹一下自己的理解：2024年4月10日，山西能源監(jiān)管辦組織召開了山西電力輔助服務(wù)市場建設(shè)工作組會議，會議聽取了清華大學(xué)研究團隊、南瑞集團有限公司關(guān)于新型儲能參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻技術(shù)可行性、運行控制策略分析及建議（結(jié)合上述試運行期間相關(guān)數(shù)據(jù)，說明獨立儲能參與調(diào)頻，尤其是一次調(diào)頻方面存在一定的技術(shù)難度，在《關(guān)于完善山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場等有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》中對一次調(diào)頻和二次調(diào)頻相關(guān)指標(biāo)均作出了征求文稿，但在2024年6月山西能監(jiān)辦發(fā)布《關(guān)于完善山西電力輔助服務(wù)市場有關(guān)事項的通知》中只介紹了二次調(diào)頻的相關(guān)情況，并未介紹一次調(diào)頻相關(guān)情況，進一步說明了一次調(diào)頻市場運行的難度）。國網(wǎng)山西省電力公司調(diào)控中心匯報了新型儲能運行交易數(shù)據(jù)和存在問題，并根據(jù)國家有關(guān)要求對調(diào)頻市場容量需求、交易機制、價格范圍、性能指標(biāo)及費用傳導(dǎo)等提出建議（主要是根據(jù)山西現(xiàn)有政策并結(jié)合發(fā)改價格[2024]196號文中對調(diào)頻相關(guān)性能指標(biāo)、價格、以及費用疏導(dǎo)等方面的要求，提出修改方案）。會議要求，工作組要盡快研究確定二次調(diào)頻和一次調(diào)頻性能指標(biāo)計算、一次調(diào)頻需求測算、二次調(diào)頻需求容量在常規(guī)機組和儲能分配比例、調(diào)頻申報價格區(qū)間和技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)等方面計劃方案（擴大獨立儲能收益來源，為其參與二次調(diào)頻提供途徑，一次調(diào)頻收益可能與原有預(yù)測有偏差，主要體現(xiàn)在性能指標(biāo)上限8變?yōu)?，報價幅度的變化（以一次調(diào)頻為例5-10元/MW變?yōu)樯舷薏怀^15元/MW）、調(diào)頻次數(shù)/需求規(guī)模、響應(yīng)的計量難度、響應(yīng)的準(zhǔn)確度等方面）。會議要求，工作組要盡快研究確定二次調(diào)頻和一次調(diào)頻性能指標(biāo)計算（主要是結(jié)合試運行情況以及發(fā)改價格[2024]196號文相關(guān)要求作出調(diào)整）、一次調(diào)頻需求測算（之前山西電科院相關(guān)資料顯示山西一次調(diào)頻總空間有限，日調(diào)節(jié)800-1000次，每次調(diào)節(jié)的里程需求大概120MW）、二次調(diào)頻需求容量在常規(guī)機組和儲能分配比例（如果一次調(diào)頻收益不及預(yù)期，擴大部分收益來源）、調(diào)頻申報價格區(qū)間和技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)（按照新的政策調(diào)整報價區(qū)間以及完善相關(guān)計量等軟硬件系統(tǒng)）等方面計劃方案。（4）結(jié)論山西作為新能源裝機大省，調(diào)頻等輔助服務(wù)需求空間大，隨著山西電網(wǎng)獨立儲能裝機規(guī)模迅速增加，儲能將成為保障電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的重要資源。儲能作為電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)資源，相關(guān)監(jiān)管部門在制定儲能獲利相關(guān)政策及規(guī)劃儲能建設(shè)規(guī)模時必然會考慮到獨立儲能電站的“合理”收益，山西一次調(diào)頻市場作為零和博弈的市場，計劃借助市場初期競爭對手少，獲得超額收益的條件已經(jīng)不存在。后期隨著政策逐步落地明朗，業(yè)務(wù)模式逐漸成熟，獨立儲能電站的收益最終達到一個合理的水平。根據(jù)發(fā)改價格[2024]196號文，山西一次調(diào)頻規(guī)則還將調(diào)整。以下借助兩組數(shù)據(jù)來說明調(diào)頻輔助服務(wù)市場的空間不是無限擴大的，隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模的擴大，調(diào)頻需求空間會增長，但考慮到費用疏導(dǎo)問題，調(diào)頻費用規(guī)模一定會在一個合理水平。2023年山西省二次調(diào)頻里程補償費用月均7000萬元左右，為“火電+調(diào)頻”聯(lián)合運行的模式。國家能源局發(fā)布的《2022年我國電力市場發(fā)展有關(guān)情況》介紹，南方區(qū)域調(diào)頻市場規(guī)?？傎M用約11.1億元，累計帶動火儲聯(lián)合調(diào)頻項目投運29個。

  重點區(qū)域政策--河南

  一、政策梳理：

  （一）政策依據(jù)：

  1、河南省“十四五”新型儲能實施方案；

  2、關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見；

  3、河南新型儲能參與電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場規(guī)則（試行）

  4、河南電網(wǎng)獨立儲能項目電力調(diào)度管理指導(dǎo)意見（征求意見稿）

  5、2023年首批市場化并網(wǎng)風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)方案的通知；

  6、河南省獨立儲能電站調(diào)度運行實施細則(征求意見稿);

  7、《關(guān)于獨立儲能項目管理有關(guān)事項的通知》修改意見的函；

  8、《關(guān)于調(diào)整工商業(yè)分時電價有關(guān)事項的通知》

  （二）收益模式：

  2025年現(xiàn)貨運行前主要收益模式為：電能量交易（充放電價格差）+調(diào)峰服務(wù)+容量租賃

  現(xiàn)貨運行后：現(xiàn)貨交易+容量租賃

  1、電能量交易（充放電價格差）：

  2025年現(xiàn)貨運行前充電價格--充電時，可選擇由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，其各時段充電電量享受分時電價政策。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

  2025年現(xiàn)貨運行前放電價格--2025年底前，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求進行放電的，迎峰度夏度冬期間高峰時段（尖峰時段），其放電電量按照省內(nèi)燃煤機組平均上網(wǎng)電價的1.72倍執(zhí)行（原來該數(shù)字為1.64倍，此次調(diào)整增大了價差），其它時段按照省內(nèi)燃煤機組平均上網(wǎng)電價結(jié)算；非迎峰度夏度冬期間，按照放電時段對應(yīng)的峰谷電價系數(shù)與省內(nèi)燃煤機組平均交易電價的乘積結(jié)算。調(diào)度機構(gòu)不得在高電價時段調(diào)用充電、低電價時段調(diào)用放電（原來存在午間分時電價為峰段時進行調(diào)峰充電的行為，導(dǎo)致儲能收益大打折扣）。

  電力現(xiàn)貨市場運行后用電電價、上網(wǎng)電價按照現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加；

  2、調(diào)峰服務(wù)：

  現(xiàn)貨市場運行前：

  報價上限：0.3元/kWh；

  調(diào)用次數(shù)：每年調(diào)用完全充放電次數(shù)原則上不低于350次；

  按照充電電量進行補償；

  調(diào)度機構(gòu)優(yōu)先調(diào)用省級新型儲能試點示范項目，全年調(diào)用不低于350次，對條件具備的項目探索按日“兩充兩放”運行，不得出現(xiàn)高電價充電、低電價放電的現(xiàn)象。

  現(xiàn)貨市場運行后：

  省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場運行期間，與其他主體同等參與中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場，按照市場規(guī)則自主選擇申報充放電時段、充放電價格等方式參與市場（按照發(fā)改價格[2024]196號文件，現(xiàn)貨市場運行后，調(diào)峰市場不再運行）。

  電力現(xiàn)貨市場長周期運行以后，由市場決定獨立儲能電站充放電次數(shù)。

  3、容量租賃：

  在《關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見》中規(guī)定：省發(fā)展改革委要按年度發(fā)布容量租賃參考價（2023年磷酸鐵鋰儲能電站容量租賃參考價不超過200元/千瓦時·年），鼓勵新能源企業(yè)和獨立儲能項目企業(yè)根據(jù)當(dāng)年租賃參考價簽訂10年以上長期租賃協(xié)議。儲能項目容量在河南電力交易中心統(tǒng)一登記備案，容量可根據(jù)調(diào)峰需求由新能源企業(yè)在全省范圍內(nèi)租賃使用。河南電力交易中心按月度組織租賃交易，交易結(jié)果作為新能源企業(yè)配置儲能容量的依據(jù)。

  在《關(guān)于獨立儲能項目管理有關(guān)事項的通知》修改意見的函中明確規(guī)定：河南電力交易中心有限公司要確保獨立儲能容量在全省范圍調(diào)配使用，不受區(qū)域限制；在本通知印發(fā)后未開工的集中式風(fēng)光項目，不再配建儲能設(shè)施，應(yīng)通過租賃方式配置儲能。

  二、實際運營情況：

  （一）建設(shè)進展：

  河南省示范項目遴選共有38個，總規(guī)模360萬千瓦，截至到2024年3月，示范項目中已完成接入系統(tǒng)方案審查的23個，建成投運4個、總規(guī)模40萬千瓦，分別是平頂山中能電姚電獨立儲能項目（10萬千瓦）、中核匯能龍安區(qū)獨立儲能項目（10萬千瓦），鶴淇電廠獨立共享儲能項目（10萬千瓦）以及中廣核?？h獨立共享儲能項目（10萬千瓦）。

  （二）調(diào)峰服務(wù)：

  運行方面，以平頂山中能電姚電獨立儲能項目（10萬千瓦）為例，該電站于12月22日起參與全省調(diào)峰輔助服務(wù)市場。從公示數(shù)據(jù)看，該儲能電站12月輔助服務(wù)結(jié)算電量199.7萬千瓦時，收益29.34萬元，相當(dāng)于單次全容量充放電收益3萬元左右，即0.15元/kWh。按照全年350次測算，輔助服務(wù)一項即可收益超1000萬元。然而，由于存在午間分時電價為峰段時進行調(diào)峰充電的行為，導(dǎo)致該電站充電成本遠高于預(yù)期成本，經(jīng)濟效益大打折扣。

  2024年5月河南省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于調(diào)整工商業(yè)分時電價有關(guān)事項的通知，歷經(jīng)三次征求意見，靴子終于落地，新政策將于6月1日正式實施。此次調(diào)整主要在峰谷時段劃分、峰谷浮動比例、輸配電價是否參與峰谷浮動三方面進行了確認。經(jīng)過調(diào)整，河南省白天時段，僅剩平段或谷段。河南獨立儲能電站充放電采用分時電價結(jié)算，而大部分獨立儲能電站均在光伏大發(fā)的午間時段被調(diào)用充電調(diào)峰，午間從高峰變?yōu)槠蕉位虻凸?，可大為降低其充電成?/strong>。此次調(diào)整，有利于提高目前河南省獨立儲能電站運行的經(jīng)濟性。