不容忽視的是，目前儲能還缺乏成熟的參與現貨市場的模型與機制，其多重價值有待被挖掘。

在碳達峰碳中和背景下，儲能行業站上風口，多地發文支持儲能參與電力市場。近日，廣東省能源局發布的《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》明確，獨立儲能可作為獨立主體參與電力市場交易；福建省能監辦發布的《福建電力市場運營基本規則（試行）》規定，包括儲能企業、負荷集合商、可調節負荷等在內的新興市場主體，都可參與福建電力市場。

在受訪的業內專家看來，儲能是新型生產力，我國電力現貨和輔助服務市場機制的逐步健全，為儲能參與市場提供了更豐富的想象空間。不容忽視的是，目前儲能還缺乏成熟的參與現貨市場的模型與機制，其多重價值有待被挖掘。

(資料圖)

現貨市場中有盈利天花板

“截至2023年1月底，已有16個省份發布新型儲能規劃；截至今年2月底，共19個省份的能源主管部門出臺了新能源配套儲能建設文件。相比之下，儲能經營方面的相關政策則較少，儲能的政策和發展將來主要依靠電力市場。”一位不便具名的電網調度專家在近日召開的“第十一屆儲能國際峰會暨展覽會”上介紹，目前儲能參與電力市場的形式主要是電力現貨、電力輔助服務、容量市場、爬坡市場等。

在業內人士看來，儲能參與電力現貨市場，通過電價峰谷差獲利的模式存在天花板。按照去年全國最大日負荷局限，最高負荷是11億千瓦，最低負荷是8億千瓦，峰谷差只有3億千瓦，假如其中的1.5億千瓦用儲能填滿，填滿后沒有峰谷差了，企業就賺不到錢了。

在甘肅電力調控中心副主任楊春祥看來，電力現貨市場價差會影響儲能調節價值的體現。部分省份在現貨市場初期，對現貨市場上限價格管控較嚴。這雖然有利于保障市場平穩運行，但如果價格上限明顯偏低，就無法很好地激勵調節資源，尤其是儲能的投資和發展。

“未來，儲能在電網中的應用會越來越多，峰谷價差一定會降下來。”遠景集團高級副總裁田慶軍對記者表示，現在各省在電力市場中對儲能的收益模型設計差別很大。山西省規定，新能源電站側的儲能達2萬千瓦及以上才可以被調度，且目前暫未出現電站側儲能轉為獨立儲能參與電力現貨市場交易的案例。山東省明確，新型儲能示范項目和3萬千瓦以上新能源項目配建的儲能電站，可申請轉為獨立儲能，參與電力現貨市場、賺取峰谷價差，同時可外加容量補償和租賃收益，總體來看，這一模式下企業可略有盈利。

參與輔助服務市場“錢景”廣闊

受訪的業內人士一致認為，相比參與電力現貨而言，儲能參與電力輔助服務盈利前景稍好。2015年以前，我國輔助服務總費用占總電費的比例不到1.5%，近兩年，隨著電力輔助服務市場的不斷發展，這一比例已升至2.5%，隨著新能源的快速發展，電力輔助服務費用的占比還會繼續上升。

按照2025 年、2030年全社會用電量預計達到9.5萬億千瓦時、11萬億千瓦時測算，假設全國平均銷售電價0.6元/千瓦，輔助服務費占全社會用電費用的3%，2025年、2030年輔助服務市場規模將分別達到1710億元、1980億元。

記者采訪了解到，去年已經有11個省份的新型儲能電站參與調峰輔助服務市場，裝機規模達112.3萬千瓦，交易電量1.7億千瓦時，平均出清價0.42元/千瓦時。其中，甘肅、福建的新型儲能電站參與了調頻輔助服務市場。

田慶軍對記者表示：“電力輔助服務品種眾多，我國主要是調峰、調頻兩種，國外的調頻則更為精細。國外成熟的電力市場中，儲能60%-70%的收益來自于輔助服務費用。而我國目前超半數的儲能投資收益來自峰谷價差。未來，我國儲能通過參與電力輔助服務盈利的比重將越來越高。”

多位業內人士認為，國外電力現貨市場較為成熟，調峰服務被納入電力現貨市場而非輔助服務市場。隨著我國電力現貨市場的不斷完善，未來輔助服務市場有望取消調峰產品。

關鍵在于明確定位

無論是參與電力現貨，還是調峰、調頻輔助服務，儲能企業基本上都是微利。業內人士認為，儲能產業仍以政策驅動為主，其參與市場的關鍵在于明確定位。雖然目前已經明確了儲能可作為輸電資產，但其通過輸配電價回收成本的方式有待進一步明確。

“儲能作為新型市場主體，充電時具有用戶特性，放電時又具有發電特性，而目前各地發電執行的是節點電價，用戶執行的是分區電價，儲能以何種身份參與市場，是目前亟須研究的問題。”楊春祥表示，電力現貨市場價差會影響儲能調節價值體現，下一階段的重點是拉開現貨市場的價差，充分發揮有為政府和有效市場的作用。一方面，政府通過價格管控保障用戶側價格相對穩定；另一方面，通過市場的價格信號體現出儲能的調節能力，即讓調節能力越好的儲能，獲得的收益越多。

“此外，還要進一步優化完善現貨市場和輔助服務市場交易規則，推動儲能在電力系統中各場景的應用。另外，儲能的容量價值尚未得到發掘，未能很好地考慮調頻、能量、備用等市場之間的耦合關系，需要深入探索容量補償機制。”楊春祥進一步建議。

關注索比儲能官方微信，第一時間獲取行業資訊！