2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)，明確了新型儲能的獨立市場主體地位，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償。

　　電網側獨立儲能電站作為新型市場主體，接受調度機構統(tǒng)一調管，具備有功、無功、四象限連續(xù)可調及百毫秒級快速響應調節(jié)的優(yōu)點，可以提供深度調峰、快速調頻、旋轉備用、有償無功調節(jié)和黑啟動等輔助服務以滿足電力系統(tǒng)不同時間尺度的調節(jié)需求。相比較而言，我國輔助服務市場建設尚處于初級階段，雖然儲能發(fā)展的相關指導意見密集出臺，但仍沒有解決獨立儲能規(guī)?；l(fā)展的根本問題，市場規(guī)則合理性還有待探究，規(guī)則的調整還需要與時俱進。

　　對獨立儲能參與市場的分析

　　在國內當前儲能市場中，大多數獨立儲能項目依賴調峰或調頻市場獲得收益，政策變化和市場競爭加劇都會對項目收益產生直接沖擊。

　　(1)獨立儲能參與調峰

　　調峰場景配置的儲能一般為容量或能量型儲能裝置，其儲能小時數一般4小時以上。目前地方政策對儲能電站的功率要求大多在額定容量10MW及以上，持續(xù)充電時間2小時以上，但也有一些區(qū)域例外?？傮w而言，獨立儲能參與有償調峰的門檻呈現(xiàn)升高的趨勢。

　　南方五省對電力機構直接調度的儲能電站提供的調峰服務按0.5元/千瓦時補償;新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的電儲能設施所充電的電量按0.55元/千瓦時補償;山西省獨立儲能電站市場交易申報價格參考現(xiàn)貨市場火電機組深度調峰第四檔區(qū)間，為0.75元-0.95元/千瓦時。

　　僅從調峰單價看，電儲能參與部分地區(qū)調峰輔助服務的價格并不低，但還需頻繁調用才能保證儲能電站具備一定經濟性。考慮到系統(tǒng)調峰需求存在明顯的季節(jié)性差異，比如冬、夏季節(jié)空調負荷特性有明顯不同，電儲能實際能夠參與調峰的頻次取決于系統(tǒng)需求，較高的調用不確定性增大了儲能電站的投資風險。

　　(2)獨立儲能參與調頻

　　調頻場景配置的儲能為功率型儲能裝置，系統(tǒng)調頻是典型的功率型應用，要求在較短時間內進行快速的充放電，需要儲能裝置有一定的充放電倍率，因此其電池壽命相較于其他應用場景下的電池會大幅降低，從而影響其經濟性。

　　目前，全國共有9個省份和地區(qū)發(fā)布相關文件支持儲能電站作為獨立主體或者與發(fā)電機組聯(lián)合參與調頻服務市場，在交易方式方面，多采用集中競價、統(tǒng)一出清和邊際價格定價的方式開展。儲能電站的出清多采用價格優(yōu)先原則，同時也將調頻性能因素考慮在內，調頻收益直接取決于調頻執(zhí)行效果(性能)和調頻的貢獻量(里程)。

　　但調頻收益的具體計算方式仍在不斷調整，比如南方區(qū)域統(tǒng)一調頻市場近期針對調頻性能較好的水電機組，設置了0.5的調頻里程系數，以降低水電在調頻市場中的資金份額。具有較高調頻性能的獨立儲能顯然對價格政策的變化較為敏感。如何制定持續(xù)穩(wěn)定的政策，創(chuàng)造良好的市場環(huán)境，正確衡量獨立儲能電站調頻的作用與價值，同時兼顧系統(tǒng)原有傳統(tǒng)機組的利益，是目前獨立儲能參與調頻市場的一個難題。

　　(3)獨立儲能參與輔助服務的制約因素

　　獨立儲能參與電力市場輔助服務，在實操方面還存在一些風險和制約因素。

　　雖然市場規(guī)則允許獨立儲能進入，但實際執(zhí)行存在很多困難。首先，缺乏針對獨立儲能電站的調度機制;其次，現(xiàn)有的交易、調度等平臺難以支撐獨立儲能參與，直接導致其在市場準入、計量、結算等方面衍生出諸多問題，影響了行業(yè)的快速發(fā)展。

　　盡管儲能設備、運行成本不斷下降，為儲能靠自身經濟性參與市場競爭創(chuàng)造了條件，但目前電力市場中的調度、交易、結算等機制還難以與儲能應用全面匹配，儲能在建設新型電力系統(tǒng)中的作用也沒有被充分認識。

　　總體來說，我國輔助服務市場機制尚未成熟，儲能等優(yōu)質調節(jié)資源從中獲得的響應補償并不能完全反映其對電力系統(tǒng)的貢獻，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導，目前僅僅通過輔助服務市場獲利還無法完全覆蓋儲能的投資成本。

　　電網側獨立儲能商業(yè)模式展望

　　目前獨立儲能尚缺乏成熟的商業(yè)運營模式，但獨立儲能能在電網中發(fā)揮有益作用，為實現(xiàn)獨立儲能的可持續(xù)、規(guī)?；l(fā)展，我們認為，在發(fā)展初期獨立儲能應該得到政策扶持，隨著電力市場機制的不斷完善，交易品種、規(guī)則和價格機制趨于成熟，獨立儲能可通過電能量和輔助服務市場獲得合理投資回報。

　　(1)獨立儲能發(fā)展初期

　　電量補貼或容量補貼。可以借鑒光伏產業(yè)發(fā)展初期的做法，通過電價補貼等政策，促進儲能產業(yè)的發(fā)展。目前國內多數地方已出臺相關補貼政策，如浙江省發(fā)布針對年利用小時數不低于600小時的電化學儲能調峰項目給予容量補償，補償期暫定3年(按200元、180元、170元/千瓦年退坡);山東省出臺的儲能示范項目收益政策規(guī)定，投產后的5年內，儲能項目充電1千瓦時可獲得1.6千瓦時計劃電量收益，計劃電量收益標準為0.1元/千瓦時(不含稅)。

　　兩部制電價。2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)，明確提出“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場”。容量電價機制實際上是支持新技術獲得商業(yè)回報的一種過渡方式，在市場尚未成熟階段，獨立儲能電站可參照抽水蓄能價格機制，采用兩部制電價，即以容量電價為基礎，通過現(xiàn)貨市場形成電量電價或由政府指導充放電價格，上一監(jiān)管周期內參與輔助服務市場及執(zhí)行電量電價形成的收益，按照一定的比例在下一監(jiān)管周期核定項目容量電價時相應扣減。

　　(2)獨立儲能發(fā)展中后期

　　參與調頻市場的單一模式。由于自身容量和放電持續(xù)時間遠不及常規(guī)發(fā)電機組，為了保證調頻動作范圍和效果，獨立儲能以0兆瓦的基荷，快速響應調度調頻指令，在整個容量范圍內從負到正進行靈活調節(jié)。在此調頻模式下，獨立儲能沒有多余的備用容量來進入電能量市場和共享儲能領域。由于頻繁進行充、放電轉化，專用于調頻的儲能電池容量衰減較快，參考火儲聯(lián)調項目，其電池壽命一般僅為2—3年，之后儲能電站需要更換電池，運維成本較高。因此，需要通過調頻市場規(guī)則設計給予儲能一定的投資收益，最大程度發(fā)揮儲能的調頻能力。

　　參與電能量市場+輔助市場+租賃市場的多重模式。隨著未來輔助服務市場規(guī)則與電能量市場掛鉤，調峰、備用與現(xiàn)貨市場實現(xiàn)聯(lián)合優(yōu)化出清，獨立儲能可同時參與中長期交易、現(xiàn)貨、調峰、備用等多個電力市場，并為網內風電、光伏等新能源提供一定容量的租賃服務，推動源網荷儲各端能力全面釋放，為新能源消納作出貢獻。（張學峰、韓文杰）

　　(作者張學峰為調峰調頻公司計劃與財務部副總經理;韓文杰為調峰調頻公司計劃與財務部電力市場營銷主管)