新型储能参与电力市场的交易机制与发展策略研究

新型储能参与电力市场的交易机制与发展策略研究

尹晨铭  廖一键

海南电力交易中心有限责任公司  海南海口  570000

摘要：随着新型储能技术的不断发展，其在电力市场中的参与度逐年提高，但国内新型储能市场机制和商业模式不成熟，主要交易品种仅限于调峰和部分地区的调频。本文分析先进地区储能参与电力市场交易的现状，探索新型储能参与电力市场机制，研究盈利模式，并提出相应的发展策略。

关键词：交易机制，电价机制，容量和电价补贴。

一、新型储能现有交易机制

1.应用场景

电网侧储能主要应用于满足电力系统调峰需求、服务新能源场站消纳等场景，解决调峰调频辅助服务、缓解线路阻塞、备用电源和黑启动等问题。电源侧储能主要应用于提升新能源电厂调节性能场景，主要解决新能源消纳、平滑出力和调频问题。用户侧储能主要在用户节能降本场景，主要应用于工商业用户等加装储能进行峰谷价差套利场景。

2.交易模式

电网侧储能可以独立主体身份参与现货市场交易，目前，全国已经有6个省份（山东、山西、甘肃、青海、广东、贵州）明确独立储能参与现货市场的规则。根据电力现货市场规则，独立储能按小时为单位选择参与电能量市场或辅助服务市场。在电能量市场中，独立储能充放电价格接受现货市场电价；在辅助服务市场中，独立储能可申报调频容量，获取调频收益。

电源侧、用户侧储能一般随所属发电企业、用户作为同一主体参与现货市场。

3.电价形成机制

浙江省拥有广大民营企业，是全国首个印发用户侧储能技术导则的省份，同时作为我国经济大省，正在大力发展新能源，储能产业的潜力大，具有很强的代表性，因此选取浙江省电价机制进行分析。

（1）电网侧储能

1.充放电价差：在低谷时向电网买电、储存电能，在高峰时释放电能、向用户卖电，利用峰谷价差实现套利，获取购销价差收入。由于电网侧独立储能暂未入市，电网侧储能充放电电价执行临时电价政策。充电执行所属电压等级的一般工商业分时电价（谷时段约0.2元/千瓦时），同时充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。放电执行燃煤发电基准价（0.4153元/千瓦时）。在该政策下，电网侧储能充放电价差约0.2元/千瓦时。

2.第三方辅助服务：容量为 5MW/1小时及以上的新型储能电站，结合系统调峰需要，可参与调峰辅助服务获得相应补偿，削峰补偿（0.65元/千瓦时），填谷补偿（0.32元/千瓦时）。目前系统调峰需求量较少，2023年共开展约40场削峰、20场填谷响应。

3.政府退坡补贴：政府资金支持，过渡期间调峰项目(年利用小时数不低于600小时)给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年(按200元、180元、170元/千瓦·年退坡)。

4.容量租赁：储能容量租赁源于新能源强制配储。新能源发电企业配置储能带来高额的投资成本，但实际储能系统利用率却很低时，对于新能源发电商来说，以租赁储能来满足新增新能源发电规模的储能配比需求，一方面可投入较少的成本，另一方面不用承担电站运维管理等工作。目前浙江省共享租赁价格约180元/千瓦·年。

（2）电源侧储能

与发电企业作为同一主体参与电力市场交易，暂未出台相关价格政策。

（3）用户侧储能

充电价格执行所属企业用电类别、电压等级对应的分时电价；放电一般由企业自用，原则上不向电网倒送电。

浙江省分时电价具体时段划分和浮动比例如下表所示，在现行分时电价政策下，用户侧储能每日可实现“两充两放”。同时浙江省工商业峰谷价差较高，年平均峰谷价差约0.9元/千瓦时，用户侧储能内部收益率超过20%，是全国用户侧储能效益最好的省份之一。其中，春秋季充放电价差约0.8元/千瓦时，夏冬季充放电价差约1.08元/千瓦时，春节、劳动节、国庆节充放电价差约1.2元/千瓦时。

表1  峰谷电价时段划分

表2  峰谷电价浮动比例

三、先进省份市场机制优势分析

（1）浙江省新型储能项目建设起步较早，在国内处于领先水平，已建立相对完善的适应储能参与市场机制。相较于先进省份，国内大部分省份储能项目起步晚，省内独立储能项目尚处于规划研究阶段，新型储能参与电力市场化交易有待探索。

（2）浙江省通过政策引导，鼓励电源侧、电网侧和用户侧等各类型投资主体参与储能系统的建设和应用，享受退坡补贴。暂未出台相应政策的省份，省内投资主体对于建设和应用持观望态度。

（3）浙江省已开展第三方独立主体参与辅助服务市场，推动新型储能参与削峰调峰辅助服务交易，促进电力保供稳价。

四、新型储能参与市场的政策和建议

（1）参照浙江、山东等地，各省政府应加快推进电力市场建设，出台适应本地区的新型储能项目管理办法。明确储能电站参与电力交易市场的主体身份和准入条件，制定成熟的交易规则，完善储能充电价格、上网电价、输配电价等价格机制，通过市场交易使储能获得与其特性相匹配的收益，降低新型储能市场化运行成本。

（2）健全储能参与辅助服务市场的交易机制，丰富辅助服务交易品种，包括调峰调频、备用、黑启动等，发挥储能技术优势，合理体现储能在削峰填谷和提升电能质量等方面的多元价值，实现储能系统价值的合理回报。

（3）通过政策引导，鼓励电源侧、电网侧和用户侧等各类型投资主体参与储能系统的建设和应用。研究出台容量和电价补贴等各类资金支持政策，激发能源企业投资热情，推动新型储能项目持续升温、破冰向前。

（4）推广峰谷电价政策机制，为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。可设立动态的峰谷电价机制，通过扩大峰谷电价实施范围，合理确定峰谷价差等手段进一步推进峰谷电价机制的实施，运用价格信号引导电力削峰填谷，为储能系统提供市场空间。

（5）明确储能系统参与电力系统辅助服务的市场机制和盈利模式，吸引投资者投资储能产业，包括技术研发、设备制造、系统建设和材料回收等各个环节，鼓励电源侧、电网侧、用户侧以及第三方独立储能供应商等任何有条件的投资方投资建设储能装置。

（6）鼓励储能系统的独立化运营，并明确独立储能设施的并网、接入和归调方式。储能系统独立运营有利于从全系统角度优化配置和调用，更好地发挥其灵活性特点。独立储能也可联合其他市场主体运营，比如在电源侧配合火电机组，提供调峰调频，获取辅助服务补偿收益；配合清洁能源机组进行高储低放，平抑清洁能源出力曲线，增加清洁能源电厂的电量收益等。联合运营时，通过共享租赁的商业模式，把储能项目租赁给需要的客户，向客户收取一定的租赁费用，此费用包含设备使用费、运维费用、软件费用、安装成本、税费等。

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