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储能进入交易时代 独立主体身份凸显

2023年9月18日,首个国家级电力现货市场文件——《电力现货市场基本规则(试行)》印发,规则指出电力现货市场近期建设的主要任务之一,即“稳妥有序推动新能源参与电力市场,设计适应新能源特性的市场机制,与新能源保障性政策做好衔接;推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。”

储能进入电力市场交易成为大势所趋。相对于储能发展初期盈利模式单一的状况,不断推进的电力市场为储能的经济性和商业模式提供了新的可能性。业内普遍认为,储能的本质价值应在交易中体现,但我国电力市场改革还有很长的路要走,储能进入电力市场仍然面临较大的不确定性。

重大政策出台提供机遇

我国新型储能产业目前的发展现状已超过既定进程的预期,正在朝着规模化发展的目标加速推进。自2017年《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》发布以来,我国新型储能产业发展迅速,在技术研发、产业化和应用方面取得显著进展,已形成较为完整的产业体系,储能政策逐步完善,市场主体地位进一步明确,市场机制、价格机制和运行机制逐步改善。当前全国已有27个省市明确了“十四五”新型储能建设目标,规模总计达到近80吉瓦,远超2025年实现30吉瓦装机的目标。

“十四五”以来,我国针对新型储能产业的发展阶段和产业特点,出台了多项重要产业政策,在新型储能市场地位、盈利模式、发展机制等方面做出诸多有益探索,为我国新型储能产业的快速发展提供了有力保障。部分重大政策及其影响见表。

新型储能商业模式创新及面临的挑战

在一系列政策的推动下,与“十三五”期间相比,新型储能的盈利模式与商业模式更为多元和灵活多样。

一是新版“两个细则”促进了辅助服务市场建设,使得参与辅助服务成为新型储能获得收益的重要来源之一。

二是新型储能迈出参与现货市场第一步。2022年,山东率先推出新型储能参与现货市场交易,随后陕西、甘肃等省份也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。未来,现货市场竞价交易中,根据现货市场价格走势,通过低价购入、高价卖出可获取可观收益。

三是分时电价推动用户侧储能商业化发展。随着峰谷时段的优化以及峰谷价差的进一步拉大,部分地区可以实现“两充两放”,投资回收期得到明显缩短。

四是共享储能商业模式得到广泛应用。与新能源场站内配建储能相比,独立共享储能可作为独立主体参与电力市场,目前独立共享储能主要通过参与各地辅助服务市场、现货市场获得收益,并根据各地新能源配建储能政策获得容量租赁收益。

独立/共享储能模式值得期待

目前,独立储能和新能源配储是我国新型储能开发建设的主要模式,独立储能占比呈上升趋势。根据CNESA Data link全球储能数据库的不完全统计,截至2023年6月,中国已投运新型储能项目累计装机为21.1吉瓦,其中独立储能累计装机7.7吉瓦,占比为36%;2023年上半年,中国新增投运新型储能项目装机8.0吉瓦,独立储能占比53%。

从产业发展来看,独立储能或共享储能模式值得期待。

一方面,独立储能具有独立市场主体身份,作为新的并网主体,不受电源、负荷制约,可自主参与现货市场、辅助服务市场。另一方面,与配建储能相比,独立储能有更好的经济性:一是独立储能初始投资可以由多个主体共同分摊,降低投资压力;二是独立储能大多在百兆瓦级及以上,可以集中采购、集中施工、集中运维,降低边际成本;三是独立储能收益来源广,除获得容量租赁收入外,还可通过参与现货交易、辅助服务、容量补偿等电力市场获取收益。

独立储能电站可统一规划、统一建设、统一调度,减少设备质量问题和安全风险,有效提高储能电站利用率,充分发挥储能对电网的支撑作用。此前国家也曾发文鼓励配套新能源建设的储能转型为独立储能。

储能独立参与交易仍面临挑战

过去储能多联合电源参与市场,当前,储能独立进入市场的趋势逐渐清晰,对于储能而言,独立参与市场仍面临挑战。其中最主要的挑战是体现储能多重价值的电力市场机制还不健全,缺乏充分体现储能价值的市场化运营机制和公平的收益分配机制,储能仍缺乏稳定、可持续的盈利机制。

以山东为例,山东是全国首个独立储能参与现货市场的省份,也是全国首个执行容量补偿电价的省份。山东独立储能的盈利渠道包括容量租赁、现货市场套利、辅助服务和容量补偿收入。山东容量租赁指导价330元/千瓦,租约2年;其在现货市场、容量补偿方面都出台了细则,且有示范项目在运行;但容量补偿机制尚处于初级阶段,补偿价格及补偿时期面临不确定性。

储能参与交易相关建议

储能参与市场交易,一方面,需要储能自身苦练内功、加强市场应对策略,另一方面,需要外部市场机制不断完善。

从企业主体方面来看,一是做好前瞻性新型储能技术布局和上下游产业链布局,加大关键技术装备研发力度,特别是高安全、低成本、长寿命、长时储能技术,同时积极参与产学研用体系和平台建设,提高自身和协同创新能力,通过技术创新进一步降本增效,突破储能成本和安全性问题;二是做好储能市场和政策研究,科学合理规划储能项目投资、选址、建设、运营,积极参与投资运营模式探索创新,增强储能参与市场交易竞争力;三是积极参与储能行业标准、相关政策的制定和完善,争取为储能参与电力市场营造更好的外部条件。

从市场管理部门方面来看,第一,建议推动新能源和储能作为联合主体参与市场,随着新能源装机的快速增长和成本的下降,新能源逐步进入电力市场是必然趋势;第二,制定和完善独立储能参与现货市场的规则细则,结合独立储能这一兼具发电和用电属性的新市场主体特点,明确市场准入条件、技术要求、报价方式、调度方式、结算规则等,建立完善独立储能紧急调用补偿机制;第三,完善辅助服务市场机制和交易品种:一方面,探索将快速调频、转动惯量、爬坡速率等纳入新型辅助服务交易品种,制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则;另一方面,由于辅助服务市场容量有限,建议建立辅助服务需求预测规模定期发布机制,合理引导投资和储能项目的规划建设,避免辅助服务供给不足或严重过剩;第四,制定和完善独立储能容量成本回收机制,储能可通过这些机制获得一部分长期、稳定收益;第五,开展多个市场协同研究,优化形成多层次、统一的电力市场体系,充分实现独立储能多重价值;第六,建立信息披露机制,明确界定应当披露的信息,应引入第三方机构,建立科学的电力监管指标体系。

还需创新储能投资运营模式。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目,通过市场化方式合理分配收益。建立“源网荷储”一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目,建立健全社会资本建设新型储能的公平保障机制。

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