储能未来：市场化电价机制是引爆点、储能+光伏提高自用电收益、辅助服务回本周期短-第3页-北极星储能网

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(二)电改持续推进，储能将持续发力

我们认为，随着电改的推进，特别是市场化电价机制的确立，将给储能的发展带来真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。

在电改背景下，我们认为能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价的逐渐上涨(交叉补贴的逐渐取消)与峰谷电价加强、两部制电价的实施、市场化的电能交易等。

中国目前的居民电价大大低于欧美各国居民电价水平，是用工商业电价补贴居民电价的结果，是非市场经济因素干预的异常。逐步取消交叉补贴，恢复电价的市场定价机制是电改的目标之一。中长期来看，居民电价势必上涨，工商业电价必然下调，峰谷电价差也有望加大。而居民电价的回归将推动分布式光伏进入千家万户，从而将带动光储一体的发展。

两部制电价是指将上网电价分为两部分—发电容量电价和电度电价。其中，容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关;电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。

在没有建立辅助服务市场的电力市场中，由于不同类型的发电机组在电网中的作用不同，发电成本也不同。这种以合理分担发供电容量成本和电能成本为主要依据，并分别以容量电价和电度电价计算客户电费的办法可使不同类型的发电机组得到合理的成本补偿和投资回报。

实际上，两部制电价在抽蓄电站已先行一步，国家发改委2014年8月下发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》。明确了在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。

天荒坪抽水蓄能电站在投产初期，因固定资产投入量与产能未匹配及电价未到位，一度亏损。采用两部制电价后，经济效益改善明显：电力产品年销售收入达15亿元，扣除购电费、折旧费、财务费用和所得税等，净利润在1.5亿左右。随着电改的进行，参与辅助服务的储能应该按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，储能有望参照抽水蓄能的两部制补偿，即通过容量电价和电量电价对参与辅助调峰的储能企业给予补偿，从而体现储能电价的电量效益和系统效益。

此外，国家能源局表示允许用户侧的储能参与电能交易，同时它还鼓励具有配电运营权的售电公司配置储能。随着2017年4月我国微电网的首张电力业务许可证的获批，储能有望在电力体制改革中首先放开的售电侧中获益。我们认为，随着电力市场改革的逐步深入，将为储能提供更多的应用模式和发展空间。

(三)电力辅助服务市场已开启

不同于一般的能源系统，电力系统具备与生俱来的系统性、统一性和实时平衡性。所有的发电设备、输电设备、配电设备和用电设备均处于一张大网中，需要严格地遵守统一的规则，步调一致，才能保证电网的稳定性和经济性。发电企业不仅要发电盈利，还要承担维护电网稳定的义务，这就是所谓“电力辅助服务”。包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。以往辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，新型储能系统已开始提供辅助服务。

2016 年 6 月，能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，确定了储能参与调峰调频辅助服务的主体地位，提出在按效果补偿原则下，加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高补偿力度。《通知》从效用角度综合考量储能的容量与质量，在政策设置上更具合理性和可持续性，标志储能发展正是进入快车道。

2017 年 11 月，国家能源局在《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》中提出，以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作的三个阶段：

第一阶段(2017-2018)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平;

第二阶段(2018-2019);探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制;

第三阶段(2019-2020)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

电力辅助服务市场发展迅速。我国还处于电力市场的初级阶段，虽然辅助服务补偿的价格机制仍不明朗，三在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。近年来各区域电网及省网陆续发布了并网发电厂辅助服务的管理细则，对电力辅助服务的交易方法仍效果补偿机制做了充分说明，为储能参与调峰调频辅助服务逐渐完善激励机制。从系统需求的角度，基于实际表现的辅助服务补偿方式则对所有资源一视同仁，能够更好满足系统实际运行需要且经济性更好的资源将得到更高的补偿，这有利于鼓励服务提供者更关注系统需求，真正回归到系统购买辅助服务的初衷。

以自动发电控制(AGC)调频补偿为例，各区域电网大多通过考核调用容量和贡献效果来进行 AGC 辅助服务补偿。储能系统应用放电厂可通过 AGC 调频调度，获取电网核发的补偿奖励，并给予更高的发电利用小时数，在利润水平上普遍较高。

辅助服务补偿非补贴，补偿费用主要来自电厂分摊费用。辅助服务补偿费用有别于补贴辅费用，不是针对储能的补贴，其来源也并非为国家电网，主要来自对各发电厂的“分摊”，即预罚款。

继2016年末东北电力辅助服务市场专项改革试点率先启动以来， 2017年山东、福建、新疆、山西等省区先后发布电力辅助服务市场化建设试点方案和运营规则。各地结合当地不同的发电和负荷特点，在调峰或调频领域构建辅助服务市场化交易机制。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既可以以独立市场主体身份为电力系统提供辅助服务，也可以在发电侧通过与机组联合的方式参与市场交易共享收益。

三、成本下降+商业模式创新，储能将迎来真正春天

(一)储能现有商业模式分析

目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。此外在“投资+运营”等模式下，这些已经做成的项目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。