关于新型储能市场交易和投资回报机制的思考

在实现碳达峰碳中和、构建现代能源体系和新型电力系统的大背景下，新型储能作为重要的灵活性调节资源，具备毫秒级快速响应和双向调节优势，不受地理条件限制且建设周期短，具有提高新能源消纳比例、保障电力系统安全稳定运行、提高发输变电设施利用效率等多方面作用，必然成为抢占能源战略制高点的重要领域，在能源变革中担负重任。然而，目前我国新型储能产业仍处于商业化和规模化发展初期，相关的市场机制和电价政策还不够完善，盈利模式较为单一且缺乏可持续性，存在成本疏导不畅、社会主动投资意愿不高等问题，亟须加快推动电力体制改革和全国统一电力市场体系建设，完善新型储能投资回报和成本疏导机制，合理反映其在新型电力系统中的价值，引导新型储能产业健康可持续发展。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年05期，作者单位：中国南方电网有限责任公司改革发展研究中心 张森林

支持政策持续完善

规模增长势头强劲

2021年以来，国家密集出台了一系列支持储能产业发展的重磅利好政策。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），对我国新型储能发展作出了总体部署。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号），进一步明确发展目标，细化重点任务，提升规划落实的可操作性。该文件是“十四五”时期我国推动新型储能高质量发展的指导性文件，也是开展新型储能技术创新示范、优化新型储能发展布局的重要依据，为行业创新与可持续发展指明了方向。此外，仅在今年国家部委印发的文件中，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）《“十四五”现代能源体系规划》《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）和《电力可靠性管理办法（暂行）》，全部提及了新型储能产业的发展。在一系列国家部委政策推动下，我国大部分省份都积极出台新能源配置储能的方案，主要集中在“光伏+储能”“风电+储能”方面，支持新型储能产业发展的政策环境非常有利。

新型储能成本持续降低，呈现爆发式增长、跨越式发展。在一系列利好政策的支持下，我国储能技术不断进步，成本快速下降，产业应用快速发展。从单位造价来看，近年来，主流新型储能技术成本降低了30%～50%（单位造价成本在1200～1600元/千瓦时），平均度电成本为0.6～0.9元/千瓦时。通过与电源侧深度融合，度电成本最低可达到0.3元/千瓦时，接近抽水蓄能成本（0.25元/千瓦时）。未来，随着新能源汽车产业快速发展，电池和系统总成本将进一步下降，预计“十四五”期间新型储能系统成本降低30%以上，竞争力进一步提升。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2022》，截至2021年底，我国已投运新型储能项目装机规模为573万千瓦，同比增长75%。其中，2021年新增投运规模首次突破200万千瓦，达到240万千瓦，同比增长54%，占全球市场新增规模的24%。此外，2021年新增在建、规划项目总装机规模2380万千瓦，在体量上具备发挥系统级作用的基础和条件。可以说，以2021年为起点，中国新型储能市场进入真正意义上的规模化发展阶段。

共享储能模式大有可为，商业化运营前景可期。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），明确了鼓励探索建设共享储能的市场机制改革方向，并指明租赁储能容量可视作可再生能源储能配额。2021年以来，湖南、山东、青海、山西、安徽等地共享储能电站项目开发步伐逐渐加大，全国已备案的在役、在建、规划项目总装机规模已达1200万千瓦，开启了新型储能产业发展新业态。从现有经验看，新能源配额租赁、调峰补偿是当前政策环境下共享储能较为可行的盈利模式。相较于新能源自配储能的分散式配置方式，共享储能的投资主体灵活，由多方主体共同投资、建设和运营，发挥各自优势，将对储能电站开发运营带来多重利好，在一定程度上也促进了其开发和应用。

市场机制有待完善

是制约新型储能规模化发展的主要因素

当前，我国电力市场建设尚处于初级阶段，虽然新型储能部分应用场景已形成商业模式并具备经济性，但受制于储能产业政策体系不完善、商业模式单一、投资回报机制不健全等问题，新型储能产业尚未实现规模化发展。究其原因，主要在于市场机制不够完善，电力市场和价格体系无法反映储能价值。

在发电侧，新型储能的应用场景主要有两类。一类是在火电厂内加装新型储能。利用储能的快速调节性，改善火电的调频性能，从而获得更高的调频辅助服务补偿，最后实现储能和火电厂的增加收益分成。在这种“火储联合调频”的情况下，火电盈利能力较好，但由于调频辅助服务费用仅在发电侧内部分摊，尚未向用户侧疏导，新型储能获得的收益相当于发电侧内部的“零和游戏”，从长期看，发电企业投资储能动力不足，盈利模式难以持续，需要研究建立适合新型储能长期盈利的辅助服务市场机制。另一类是新能源配置新型储能。由于我国大部分地区新能源未参与电力市场交易，山西、甘肃等地为例，新能源参与电力市场的地区市场机制还有待完善，新能源基本未承担电力系统的系统性消纳成本。新能源配置新型储能可以减少弃风、弃光，对新能源项目提升收益率有一定的积极作用，但总体来看，新能源企业投资建设储能动力不足。国内很多省份为压实新能源企业承担系统调节责任，将新能源配置储能作为项目核准及接入的必备前置条件，且配置比例较高（10%～20%）。新能源场站强配储能的初衷是希望提高系统调节能力、促进储能应用，但一些新能源企业在实际操作过程中选择成本最小化的方案“一配了之”，储能配套沦为摆设。一些地方“重建设轻调用”问题突出，储能设施“调不好”“不调用”，导致其未能发挥应有价值。

在电网侧，新型储能商业模式尚不成熟，仍处于探索阶段。一种是由电网企业辅业单位投资建设，主业单位租赁运营。如湖南长沙储能示范工程（榔梨、延农和芙蓉三座储能电站）由湖南综合能源服务有限公司投资建设，湖南省电力公司租赁运营。主要以“电量电费+备用容量电费”两部制电价模式经营，同时采用“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务”多元化商业模式。另一种是由电网企业辅业单位投资建设，通过合同能源管理模式运营。如江苏镇江储能示范工程由江苏综合能源服务有限公司投资建设，与江苏省电力公司签订合同能源管理协议，对节能效益、调峰效益按照约定比例进行分享。此外，根据国家发改委2019年修订印发的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）和《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号），电网侧储能投资不能计入输配电定价成本，在一定程度上影响了电网企业投资建设储能项目的积极性。部分地区储能设施充放电都需向电网企业缴纳过网费、容量电费、政府性基金等，造成“双向收费”增加用户负担。国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）提出研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台，导致政策无法真正落地。

在用户侧，新型储能应用所占比例和商业化程度最高，但相比欧美发达国家，还存在商业模式过于单一等问题，缺乏可持续发展的动力。国外用户侧储能商业模式多样，比如用户侧储能可以虚拟电厂的身份参加电力市场交易，也可以将一个社区内的可再生能源发电、用户和储能集合到一个平台上，互相之间进行精确匹配。相比之下，目前我国用户侧储能只能通过峰谷价差获得收益，只有当峰谷价差超过用户侧储能项目度电成本，且充放电次数满足技术经济性测算才具备盈利条件，这导致用户侧储能商业模式单一，难以大规模推广应用。此外，欧美发达国家用户侧配置储能的另一个主要原因是可以降低配网接入费，但我国配网接入费与配电费混合在一起，没有单列（电网企业往往直接将接入工程纳入到共用网络里，通过输配电价回收成本），也造成用户侧配置储能的投资积极性不足。

加快电力市场建设

推动新型储能获得合理投资回报

新型储能要规模化发展和应用，离不开成熟的电力市场。在欧美等电力市场比较成熟的国家，市场机制是新型储能获得投资收益的长效保障。从长期看，新型储能只有通过电力市场才能建立可持续的盈利模式，亟须加快电力体制改革，坚定不移地推进电力市场建设，推动新型储能通过市场化机制获得合理投资回报。在电力市场价格信号完全形成之前，需要研究过渡机制，促进新型储能产业平稳有序发展。

加强新型储能参与电力市场的顶层设计。从国际经验看，通过现货市场价差套利和提供调频辅助服务是新型储能主要的盈利来源。必须加快我国电力现货市场和调频辅助服务市场建设，建立新型储能实现合理收益的市场化长效机制。目前，新型储能作为独立市场主体参与电力现货市场，在政策上已经扫清障碍，关键在于强化政策的督导落实。在电力现货市场建设试点地区，要加快修订市场规则，允许新型储能通过现货市场不同时段价差等方式获得收益，同时加快建设调频、备用辅助服务市场，逐步推动辅助服务费用向用户侧疏导。

加快推动新型储能作为市场主体参与电力市场交易。完善电力市场规则，允许新型储能作为市场主体注册、交易，完善现货市场及辅助服务市场交易系统，增加新型储能或虚拟电厂（集成商）可申报的相关技术参数。研究制定新型储能作为市场主体的技术标准，根据电网调度运行需要，建立新型储能电站的调度模型和控制技术。参考光伏、风电等新能源场站接入方式，明确新型储能电站接入电网的技术规范要求，简化并网管理流程。

引导新型储能在发电、电网、用户侧合理配置。根据新型储能不同应用场景的经济性和发展潜力，制定差异化发展策略。在发电侧鼓励新能源场站以市场化方式配置储能，支持在现货市场试点地区发展“新能源场站+储能”，提升新能源场站配置储能的质量，避免“劣币驱逐良币”。鼓励火电厂按需加装储能装置，改善调频性能。电网侧储能将在市场机制完善过程中发挥重要作用，可通过竞争性招标等方式配置一定比例的电网侧储能，随着市场机制的完善，逐步降低电网侧储能规模。将用户侧作为促进新型储能发展的重点方向，通过市场价格信号引导激励用户主动参与电力系统需求响应，改善系统负荷特性，提升电力系统运行效率。

建立促进用户侧储能发展的电价机制。支持用户侧储能资源参与电力系统调节服务，建立与电力现货市场相衔接的需求响应价格机制，增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户侧储能以虚拟电厂的形式参与电力市场，探索户用储能、分布式光伏储能等灵活多样的应用模式。将配网接入费从输配电费中拆分出来，明确每个用户的配网接入费由该用户自行承担，不在用户之间形成接入系统费用的交叉补贴。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网投资上的积极作用。