中國儲能網訊：2023年，我國共有935個項目實現(xiàn)了并網，總規(guī)模達22.80GW/49.08GWh，國內市場連續(xù)兩年保持了超200%的增速。
而高速增長的同時，儲能“建而不用”一直備受詬病。中電聯(lián)在2023年11月發(fā)布的《2023年上半年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，2023年上半年中國電化學儲能電站平均每1.7天完成一次完整充放電，即日均滿充滿放次數(shù)僅為0.58次。
低調用次數(shù)下，實際反映的是儲能盈利模式的欠缺，沒有相應的市場機制做支撐，儲能“想用也難”。
如何實現(xiàn)儲能價值？作為不能產生電能、以提供服務實現(xiàn)價值的儲能，顯然參與電力市場、更深入的參與電力市場，被寄予厚望。
儲能與電力市場梳理了2023年全年各地發(fā)布的100余條與儲能相關的電力市場政策，我們發(fā)現(xiàn)：
近30個區(qū)域的各類電力市場已為儲能開放了市場準入，儲能作為獨立市場主體參與電力市場已不再有市場進入障礙；
電力中長期、電力現(xiàn)貨市場，從市場角度解決儲能充電、放電電價問題，價差套利將是儲能最主要的收益模式之一；
各地對儲能提供輔助服務的需求不盡相同，調峰、調頻是最主要的兩項服務；
參與市場的頻次是決定調峰收益的關鍵，政策保證的調用次數(shù)，最受關注，調峰市場的市場化程度還偏低；
廣東等調頻輔助服務走在前列的區(qū)域，已開始針對快速調頻資源制定具有區(qū)別性的政策，充分考慮資源特性的政策或能保證市場更穩(wěn)定、持久發(fā)展；
電力現(xiàn)貨市場與調峰輔助服務市場將逐漸融合，南方區(qū)域的儲能，尤其是獨立儲能電站的收益，將更為依靠現(xiàn)貨市場套利與調頻輔助服務；
西北區(qū)域為儲能提供了最為豐富的輔助服務市場，新能源的高速發(fā)展中，對于能為系統(tǒng)提供支撐服務的靈活性資源的需求將不斷增加。
各地電力市場相關政策一覽
30個區(qū)域為儲能開放市場
2023年，近30個區(qū)域發(fā)布了100余條與儲能相關的電力市場政策，包括電力中長期交易政策、現(xiàn)貨市場政策、“兩個細則”輔助服務政策、調峰/調頻輔助服務專項政策、第三方主體參與電力市場相關政策、需求響應相關政策以及儲能試點示范/儲能發(fā)展專項政策，這些政策為儲能廣泛參與各類電力市場奠定了基礎。
各地政策涉及的儲能應用形式包括獨立儲能、源側配建/聯(lián)合儲能、用戶側儲能、虛擬電廠/聚合服務等；儲能可參與的電力市場包括電能量市場（中長期、現(xiàn)貨）、各類輔助服務市場、需求側市場等。2021年發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出的推動儲能源網荷多元化發(fā)展，推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場已經初步體現(xiàn)。
電能量市場
解決儲能充放電電價問題
多數(shù)區(qū)域為儲能開放了電力中長期市場，另有超10個區(qū)域在電力現(xiàn)貨市場中納入了儲能，尤其是獨立儲能。
電力中長期、電力現(xiàn)貨市場的開放，對于解決獨立儲能的充、放電電價問題至關重要，在相關機制下，利用價差套利，也將成為儲能主要的盈利模式之一。另外，儲能根據(jù)價格信號決定充放電時機，也在一定程度上擁有了參與市場的主動權，也將有利于解決儲能調用率低的問題。
電力中長期市場普遍為儲能開辟了雙邊協(xié)商、掛牌和集中競爭交易多種交易類型，電價水平將取決于儲能與用戶簽訂的合同、競價的結果。這其中，廣西的充、放電價政策最為具體：獨立儲能充電時視作電力用戶，充電電價=電能量交易價格+輸配電價+政府基金及附加+運行費用+線損+損益分攤+峰谷浮動等；放電時視作發(fā)電企業(yè)，在基準電價0.4207元/kWh上，浮動形成峰、平、谷電價（可參考文章：儲能核定上網電價0.42070元/kWh，利用小時數(shù)按600h執(zhí)行，2024年廣西電力市場交易實施方案發(fā)布）。
調峰、調頻
最主要的輔助服務
調峰、調頻輔助服務是覆蓋區(qū)域最廣的兩類輔助服務。
目前獨立儲能參與調峰輔助服務還主要依靠政策制定的調峰補償價格來進行經濟性核算，被調用調峰的次數(shù)也決定了最終獲得的補償量，調峰輔助服務市場化程度較低。
需要注意的是，電力現(xiàn)貨市場與調峰輔助服務市場將與逐漸融合，例如山東、山西、廣東等現(xiàn)貨市場持續(xù)運行的區(qū)域，已不再另辟調峰輔助服務市場。
2月8日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》也明確指出：電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，引導實現(xiàn)調峰功能，調峰及頂峰、調峰容量等具有類似功能的市場不再運行。未來儲能調峰功能的實現(xiàn)將通過電能量市場下價格信號引導進行的充放電操作實現(xiàn)。。
調頻輔助服務方面，在“按效果付費”，根據(jù)調頻性能、調頻里程、市場出清價格計算調頻補償費用的區(qū)域，儲能具有較強的競爭力。
隨著包括儲能在內的快速調節(jié)資源在市場中的影響力不斷增強，電力系統(tǒng)也開始考慮在現(xiàn)有的以火電機組的性能出發(fā)制定的調頻規(guī)則中，加入相關條款以更合理評價快速調頻資源的價值，平衡各類資源在市場中的收入。例如南網在現(xiàn)有條款中新增了體現(xiàn)獨立儲能競爭差異的邊際替代率系數(shù)Fm,i，促進獨立儲能電站群體內部的市場競爭（可參考文章：南網調頻新規(guī)：針對獨立儲能制定影響系數(shù)，增強高性能儲能項目市場競爭力）
2024年2月8日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，一方面提出將推動按調頻里程計費的單一價格機制，或將推動全國其他區(qū)域逐漸走向“按效果付費”的調頻市場；另一方面，該政策支出，原則上性能系數(shù)最大不超過2，調頻里程出清價格上限不超過15元/MW。這也將減少部分區(qū)域包括儲能在內的快速調頻資源的調頻收入。
例如，廣東省的調頻市場，通過歸一化計算排序價格后，最終里程出清價格超過15元/MW的概率較大。而2022年，山西省修訂調頻輔助服務市場規(guī)則時，部分時段的里程報價上限已達30元/MW（可參考文章：部分時段最高補償30元/MW，山西修訂調頻規(guī)則）。
另外，華中區(qū)域、四川、西北、山東、山西等區(qū)域還未儲能開啟了一次調頻市場。其中，山西省的一次調頻補償計算方式與AGC調頻類似，引入調頻性能、調頻里程，并根據(jù)市場出清價計算最終補償額，非常有利于獨立儲能參與。2023年11月15-30日和12月21-27日，山西省組織2座儲能電站開展了兩輪次的一次調頻輔助服務市場調電試運行，試運行結果顯示，儲能電站性能還有待提高，動作錯誤次數(shù)較高（可參考文章：山西儲能電站一次調頻試運行：性能指標不足2，錯誤次數(shù)2615次、6162次）。
西北/山東/四川區(qū)域輔助服務種類最豐富
短時支撐能力獲重視
除調峰、調頻輔助服務外，根據(jù)不同區(qū)域電網的特點，電網為儲能開啟的輔助種類也各不相同。西北、山東、四川區(qū)域輔助服務種類最為豐富。其中：
西北區(qū)域儲能可參與的輔助服務包括：一次調頻、AGC、轉動慣量、無功調節(jié)、AVC、黑啟動以及穩(wěn)定切負荷服務7項
山東區(qū)域儲能可參與的輔助服務包括一次調頻、AGC、無功調節(jié)、轉動慣量、快速調壓、黑啟動等
四川儲能可參與的輔助服務包括AGC、APC、有償一次調頻、有償調峰、直控型可調節(jié)負荷調峰，有償無功服務、黑啟動和爬坡
尤其值得注意的是：
西北區(qū)域電網提出了轉動慣量補償標準：0.3~0.7元/kWh。（可參考文章：構網型儲能可獲轉動慣量補償：0.3~0.7元/kWh，儲能可參與7項輔助服務，西北監(jiān)管局新版“兩個細則”印發(fā)）。
山東在全國首次開辟了爬坡輔助服務市場，在可再生能源發(fā)電波動等不確定因素帶來的系統(tǒng)凈負荷短時大幅變化時，由儲能等調節(jié)資源提供“向上爬坡”、“向下爬坡”服務（可參考文章：山東爬坡輔助服務交易規(guī)則正式印發(fā)，獨立儲能可提供服務并參與費用分攤）。
四川也為爬坡輔助服務設置了500元/MWh的補償標準。
隨著可再生能源裝機占比不斷增加，大量電力電子元件接入電力系統(tǒng)，電力系統(tǒng)對于能提供短時功率、電壓支撐的靈活性資源的需求將不斷上升，構網型儲能的需求將在西北等區(qū)域凸顯。
湖南/甘肅為儲能開啟容量市場
2023年底，隨著《國家發(fā)展改革委國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》的發(fā)布，我國28個地區(qū)在2024年1月的電網代理購電價中加入了燃煤容量電價，28地均價為1.7013分/kWh，其中湖南最高，為3.708分/kWh。
伴隨燃煤容量電價出臺，儲能產業(yè)開始密切關注儲能的容量電價何時出臺。盡管目前我國并未制定有類似于火電的儲能容量電價，也未建立儲能容量市場，但在部分區(qū)域已經開始有相關嘗試。
例如，山東、新疆、河北、內蒙古出臺有容量補償電價政策，甘肅、湖南為儲能開辟特定的容量市場。其中，2023年3月14日至3月21日，湖南省5家儲能企業(yè)完成了首次容量市場化交易（可參考文章：27地燃煤容量電價已出，儲能容量電價前景展望）。
電力現(xiàn)貨市場改革不斷推進
儲能已參與多個市場
2023年12月，山西、廣東省電力現(xiàn)貨市場相繼轉入正式運行。截至目前，我國已有近30個地區(qū)開啟模擬試運行或結算試運行，這其中，首批試點中的山東、蒙西、甘肅市場，正在進行長周期不間斷試運行。我國電力現(xiàn)貨市場進展如下。
隨著電力現(xiàn)貨市場建設的推進，2023年，儲能也在山東、安徽、山西、廣東、青海、寧夏等區(qū)域現(xiàn)貨市場的應用中取得突破：
山東，獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場，已經接近2年。截至2023年11月8日，已有25家獨立儲能和3家配建儲能市場主體進入現(xiàn)貨市場，獨立儲能總容量為2.375GW/4.840GWh，配建儲能總容量為30MW/60MWh。
安徽，2023年9月、10月開展的兩次電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作中，分別有8座、9座儲能電站以“報量報價”或“自調度”的方式參與，在電力現(xiàn)貨市場未中標時，具備AGC控制功能的儲能電站還可申請參加調頻市場調電試運行。
山西，2023年10月獨立儲能電站首次參與電力市場現(xiàn)貨交易-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。
廣東， 2023年10月1日，梅州寶湖儲能電站以“報量報價”的方式參與電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化出清。
青海，2023年12月6日，電力現(xiàn)貨市場首次調電試運行，2家獨立儲能電站參與。
寧夏，2023年12月13日至15日，現(xiàn)貨市場第一次結算試運行，10MW/2h以上的獨立儲能電站可“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。
