#调研纪要#行业研究：新型储能参与电力市场政策解读

Q：国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场调度运用的通知》，能否介绍一下新文件的影响？

A：这个新政策对于储能行业的影响还是蛮大的，我给大家解读一下。储能在2020年底有320万千瓦，2021年底全国大概有570-590万千瓦，而且这一年新增两百多万千瓦中电网80万左右，电源100万左右。虽然储能主要是抽水蓄能，但这次政策主要是关于新型储能，其实新型储能主要是电化学储能。储能的商业应用主要分为三个方面：电网侧、发电侧和用户侧，电网侧和发电侧是统称为表前储能，用户是表后，本次政策总体来讲影响最大的是表前，主要是发电侧和电网侧。我认为五个方面的影响：第一，对于发电侧储能有一定的利好。政策里面提到要鼓励参与市场、推进可再生能源与储能协调发展，目前全国已经有差不多20多个省市已经出台了“可再生能源配套储能政策”，这个储能政策之前是建议，但是现在新上的项目如果要进入保障性购电的名录，就要满足新建的新能源配套的政策要求，各地基本上是10%到20%，大概一两个小时、两三个小时，各地差异蛮大，如果想让更多的电量被电网以保障性购电的价格收购的话，这些储能是必须要配的。但是从过去一两年电网、电源侧增长的新型储能配套来看，这些储能基本没有用，这些储能只会增加新能源投资方的成本。因为我们国家除了少数省市（山东）新能源参与电力现货市场有一定的要求外，全国绝大多数省市新能源参与电力市场只对电量有要求，对它的曲线没有严格的执行要求。所以新能源不管发多发少，用不用这些配备的储能的影响都不大。但是这次文件提到，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目可以转为独立储能，作为独立主体参与市场。从电网侧来说，这些储能应该是调度口径的，就是能被各级电网公司的调度部门调度的，所以对并网的约束要求高了一些，我们知道火电厂分为正常的并网电场、热电场、自备电厂，自备电场是不属于调度口径管辖的，储能也是，不接入电网、不接受调度的储能不能算是独立储能。这次政策明确了独立储能的定义，但是具体的还要看各地的具体政策。总的来说对发电侧的储能有一定的好处，新能源配的储能有最低要求，为了保障你新能源自己建的电厂的正常运行，要求内的部分储能是不能动的，比如一百万千瓦的光伏电站，要配一个10万千瓦、持续一个小时的储能，这个 10万千瓦、一个小时的储能是不能转为独立储能自己用的，只有超过配储能要求的部分才有条件转为独立储能参与电力市场，并不是只要满足条件都可以转为独立储能。对于新能源运营商，通过再建一个公司，可以把租赁的、第三方投资的储能，或者是自己的配套储能，转到一个独立的法人，这样是有条件将它们转化成独立储能的。所以对于新能源的投资方是有利好的，但是这个政策还没有落地，还只是一个建议稿，没有具体的数字，不是特别明确，但总的来说还是有价值的。第二，影响最大的应该还是电网侧的储能，因为现在我们正常的独立储能基本等同于电网侧储能。现在独立储能参与市场有几个媒介，第一就是调峰，主要是参与电力现货市场或者辅助服务市场（电力市场又分为几个，中长期市场又分为中长期的零售市场和批发市场，分时电价就属于中长期零售市场）。如果现货市场没有建成的话，当地的市场就主要采用分时电价，如果现货市场建成之后，储能就更多采用的调峰的方式参与电力现货市场，如果电力现货市场没有完全建成，有的省份采用电力现货市场加上调峰的辅助服务两个市场结合的过渡方式。目前电网侧储能参与电力市场最主要的途径就是电力现货市场或者辅助服务市场、调峰市场，简单来说就是峰谷差套利，就是在用电低谷的时候把电存储起来，然后在用电高峰、电价比较高的时候再把电放出去。为什么这次政策对电网侧的储能影响最大？因为文件提到，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。当低谷充电时，对于电网来说相当于是负荷，而且独立储能电站参与电网调节的要求比较高，基本都是万千瓦时级别以上，有的可以到达几十万千瓦时，容量很大。容量大的储能就相当于一个大用户，它要承担输配电价，这部分成本很大。这个政策提到，对于满足条件的独立储能电站，充电电量可以不承担输配电价和和政府基金及附加。对于一个正常的工商业用户来讲，基本用的一度电里面50%的成本是上网侧的电价，33%是输配电价，还有14%左右的增值税，和4%左右的政府基金及附加，这两个一共就是37%，大概四成的比例。所以这个政策如果能落实的话，独立储能电站充电的成本可以降低4成，所以对于电网侧独立储能电站影响还是很大的。独立储能的盈利方面，除了调峰，后面的盈利空间还有调频，主要是参与辅助服务市场，调峰、调频和备用等等。但是这一部分收益不是稳定的，因为辅助服务主要是电网对于储能电站的调用，不是一直都有，而是根据电网的需求，但是调一次的补偿价格很高，可以获得超额收益。所以目前独立储能电站可以获得收益的方式就是调峰加调频。以后电网侧独立储能获得收益的方式还很多，大概预期比较高就是容量市场。未来的话一些风光发电厂，可以不自建储能，而是通过购买储能电站的指标作为共享储能或者容量租赁，所以独立储能电站可以把容量指标租给周围新能源的运营商，这也是一个盈利的模式。未来独立储能电站主要就是调峰加调频加容量市场。所以总体来讲的话，这个政策对于电网侧储能影响最大。第三，对于用户侧储能其实没有什么影响，虽然政策里面有提到用户储能，但是也没有什么落地政策，没有什么太大作用。第四，本次政策对于独立储能电站的运营、投资影响很大，增加了盈利的机会，有利于储能的成本的疏导。但是其实对于投资方的要求也更高了，这个通知里面提到要坚持以市场化方式为主，优化储能调度运行，各地要建立建立完善的市场机制和调度机制。这个说的比较虚，但是总体上未来投资独立储能电站的功率至少几万千瓦，甚至几十万千瓦。现在万里扬已经运营了一个300MW/600MWh的储能电站，林洋也有，相当于接在500千伏电网的30万或者60万千瓦的火电厂的规模。未来建设的独立储能电站可能更多是大型的储能电站，几万千瓦的也会有，但是更大规模的运营成本更低一些，投资成本也可能会更低一些。对于储能电站未来的投资方要求也更高一些，虽然政策明确说要统一调度，不搞特殊化，但是现在火电厂，建在不同的地方对于年发电量的影响很大，需求比较大的地方就是躺着赚钱，因为电网会一直有调用的需求。如果选址不好，如果遇到阻塞，那么很可能发电和储能的利用小时数远远达不到平均水平，所以对于投资方要求也更高一些。未来储能电站参与电力市场的推进也会更快一些，因为发改委、能源局级别比较高的通知都明确了它的成本的疏导，所以未来这方面各省的落地政策也会加快。对储能影响比较大的一个技术指标就是它的损耗，因为储能的技术路线还有技术标准或者质量极大地影响它的折旧。电化学储能也是有折损，不同的技术路线、不同的厂家有一定的差异，这个最低要求是6千次，但是有的可以达到一万次，而且冲放很多次以后的衰减比较少。未来的储能电站，储能的损耗高低会极大影响参与市场报价的策略。所以未来对选择的设备生产商要求也更高一些。大家可以关注一下山东，山东的独立的储能电站已经开始运营了，他们运营的效果怎么样大家可以关注一下。第五，这个政策也会利好辅助服务市场，估计到2030年每年差不多有一两千亿的市场空间。以电化学储能为主的新型储能参与市场的方式主要是调峰和辅助服务，辅助服务之前发展比较慢，但是未来如果按照国家每年3%的电费来补偿辅助服务市场的话，发展空间还是蛮大。而且这里面也说到“探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收”，所以个人感觉后面输配电价还要涨。未来储能的商业模式，要么走抽水蓄能的两部制电价模式，要么走纯电量电价+容量补贴，要么完全靠电力市场获得收益。最后总结一下，这次政策对于市场的促进还是很大，但是最大的影响还是电网侧的储能，因为电网测储能的成本更低了，对于它的成本疏导帮助意义还是很大的。

Q：电化学现在成本还比较高，预计未来几年成本还会下降，这会不会影响现在投资的意愿？

A：确实影响很大，但是早投的话有可能能享受补贴，因为很多省市已经落实了储能的补贴，主要通过电量的形式和容量补贴的形式带落地。目前还没有出台国家层面的新型储能的容量补贴，但是各地的补贴政策应该是一个趋势。现在新能源的调峰压力很大，而且目前抽水蓄能是无法满足整体需求的，所以对于新型储能的需求也很迫切，所以未来一年内各地应该会逐步落实对于新型储能的容量补贴或者电量补贴。所以早建的话可以早纳入补贴的名录，可以早享受补贴。各地的补贴其实不太一样，如果选择的是广东肇庆或者浙江温州这样的补贴电量比较大的地区，可以覆盖掉一部分投资成本，这样还是蛮划算的。但是如果投的晚也有好处，因为储能的成本一直在降，现在正好是快速下降的时期，现在锂价还处于高位。

Q：浙江是不是已经有相关补贴的出台？

A：据我的了解，目前没有省级的，是各地方市级的，比如浙江温州等等，现在落地的已经蛮多了。我个人观点是后面会越来越多，目前储能光靠峰谷差或者分时电价盈利的话IRR还不够，所以容量补贴肯定是迫在眉睫的。

Q：是不是因为成本在不断下降，所以容量电价不太好给，但是补贴可以考虑？

A：对，我个人觉得要做一个区分，发电侧储能这方面，这次政策里面提到发电侧储能如果配得比较多，一部分可以通过独立法人转成独立储能；电网侧储能未来的商业模式可能比较多，个人觉得电量电价加上容量补贴是未来比较成熟的方向，当然也不排除后面会转成像抽水蓄能的两部制电价，这种收益限制得很死，只有容量电价赚钱，电量电价是不赚钱的，但是我觉得不太可能，因为抽水蓄能主要大型国企来主导，投资量比较大。独立的新型储能主要是锂电池等，国家支持它发展，肯定希望它的收益更高一些。但是未来电力现货市场成熟之后，最终还是会走向纯电量市场，因为未来现货市场的峰谷差电价会拉大，容量补贴会逐步退出市场，这个要看市场的推进速度怎么样。

Q：新政策会不会导致大量的配电储能转化为独立储能电站，从而导致独立储能规模上特别多的情况？

A：是这样，首先就是我们国家各省都出台了相关政策，新上的新能源、风光电站要配套足够的、满足标准的（10%-20%、1-2小时）储能，配套储能的最低标准是要满足的，比如一百万千瓦的风电厂的最低要求是要配十万千瓦、一小时的储能，即使配了十万千瓦储能，这十万千瓦储能是不能转为独立储能的，因为作为新能源的配额是必须要参与电网侧调节的，是不能去转化成独立储能参与市场。所以最低的配套标准不能少，转化成独立储能的额度可能会有，但是有限。第二点，政策里面也提到了要求有一个独立法人，新能源配套储能如果没有独立法人，如果要转化成独立储能要满足相应的技术标准、安全标准。因为要并入电网、满足电网调度的话要满足两个细则--发电机并网的细则和辅助服务的细则，对于爬坡和技术改造有技术要求，这些改造会增加成本，所以也要考虑一下投资和收益的情况，要看各地的独立储能发电市场的价格机制是不是划算，所以并不是都会选择转为独立储能。第三点，如果要转化成独立储能的话要有一个公司，将这部分业务划分成独立业务，而且比较复杂，正常来讲储能和新能源发电厂是统一的一个电表出口，如果要改造成独立储能的话，这一部分要从新能源电厂剥离出来，单独建一个电表单独并入电网，所以也会增加一些投资成本。但是如果辅助服务市场发展够快，能给予补助补偿的话，多出来的储能可以转化成独立储能。

Q：关于配电新型储能和所属电源联合参与电力市场，应该怎么理解？

A：各地都在倡导电力现货市场，国网山东、南网广东电力市场建设比较成熟，但是除了山东和广东以外，现在的新能源是不参与电力现货市场的。比如浙江电力市场是第一批，试点最早，推进最快，新能源风光也是作为边际约束条件来实现现货市场的出清，不是参与市场的。比如说电力现货市场一天96个点，每个点都要求出力，新能源不对每个点的出力进行完全约束，所以新能源多发少发影响不大。但是山东的话，中标后如果有偏差会进行考核惩罚。后续随着电力现货市场越来越成熟的话，国家及各省可能出台相关政策，在新能源对于电力现货市场的出力方面提出要求，不能有太大偏差，就会拉动配储的需求。目前电力现货市场是分为日前撮合成交、日内进行出清和偏差结算，日内多发少发影响不大。但是成熟的电力现货市场，发电特别多，会有电网相关考核，比如现在火电厂的AGC考核，偏差的话会有惩罚，所以未来将有动力运用新型储能调节功能来参与电力市场。所以目前这一政策可以理解是惩罚机制而不是创收机制。未来，随各地电力市场推进越来越成熟，电价差越来越大，通过电力现货市场套利的空间越来越大，也是一个套利的机会。未来套利空间越来越大，可能对于新能源每个点发电出力预测的准确度要求越来越高，就需要通过配储能提高准确度。

Q：储能的调度权利在哪一侧？

A：最低满足的要求，比如说一天要满足多少小时，应该是电网公司约束好的。满足最低要求之后，正常的发电计划安排是运营商确定。现在只有抽水蓄能的调度权在电网侧，是电网公司调度部门来进行计划安排，但IRR限制在6.5%。对于电网侧独立储能，国家对它未来发展规划不太一样，市场机制会越来越灵活，不太可能会让电网公司来安排出力，只有特殊情况下会紧急的调度。比如现在很多省份使用精准性负荷控制策略，当电网有紧急需要、防止像出现电网连锁故障缺电的情况，会通过精准性负荷来实现发用平衡。目前很多储能肯定要跟电网签这一协议，紧急时候允许调用，正常情况下应该不会调用，如果调用的话会提供超额补偿收益。Q:文件中提出“鼓励用户采用储能技术，减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资“，请问对用户侧是否可以减少购电成本？A:政策对于用户的储能影响不大，之前用户侧储能商业模式是实行分时电价，峰谷价差拉得比较大，甚至拉到了七八毛钱以上。如果按照 0.65 元的度电成本来看，如果外加补贴或者峰谷差电价的话，会有超额收益。本次的发文也提到“未来要适时的考虑拉大峰谷差电价”，说明分时电价还要再继续拉大，这是未来的趋势，但落地还要看各地情况。用户和储能方面，目前很多地方都在配储能，比如用电负荷 10 万千瓦，在高峰时通过联网和储能等综合能源服务的一个改造，申请相应的变压器以及专线来进行投资改造，在每天高峰时期把储能的电发出来，再在低谷用电成本比较低的时候把电存起来，每年节约的电费几年之后就可以完全覆盖掉投资用户的储能带来的成本。但如果在高峰时期通过配储能让巅峰功率从 10 万千瓦降到 7 万千瓦，那么对应配套的投资、峰谷用电价差以及电费都会逐渐减少。所以该政策和用户做储能的商业模式类似，一方面配储能通过峰谷价差降低高峰时用电电费，另一方面降低对电网功率用电负荷需求。

Q：请问是否可以参与需求侧响应？A: 需求响应又称为辅助服务市场。目前只有广东开展了用户储能参与辅助服务市场，其他开展电力现货市场的城市、省份目前还没有参与辅助服务的具体盈利模式。但是目前是一个趋势，是马上要用的盈利模式。之所以是未来趋势，因为辅助服务市场主要是三类，一类是火电灵活性改造来参与灵活性调节。第二类是储能，分为抽水蓄能和电化学，包括未来新型储能参与。第三类是需求侧响应，像虚拟电厂一样，通过配储能或者灵活性改造，进行联网和储能的聚合。目前各地都在落实该盈利模式的相关政策，尽管目前靠这块进行实际盈利比较少，但是是未来的趋势。

Q：请介绍一下参与需求侧相应的盈利机制A: 需求侧响应，是电力需求侧响应电网的需求，也称为用户的负荷，主动响应电网的需求。电网每年有 98%以上的尖峰负荷。如果为了对尖峰负荷实施平衡去建设电网投资的话，成本收益很低，但是如果可以少出钱，每年把先锋负荷给它消除掉。就实现需求所响应。目前实现需求侧响应的方法主要是电力公司通过提前一天告知企业让他们换时间段用电，再给企业每度电相应的补偿。另一种方法是改为提前一两个小时通知公司，再让公司紧急停电，这种情况比较有政治影响，现在不太考虑。未来发展是电网实时调节，通过调频调峰减少用电量，通过配储能在关键时候发电，通过配套屋顶端服务的方式灵活调节，这种方式称为虚拟电厂。调峰的方法是通过衡量平均用电需求，在高峰时期根据电网需求紧急减少用电量，再给予相应补偿超额电费；调频的方式是是按里程来收益的，如果电网的频率比较低就需要用户减少用电量，电网频率比较高就需要用户加大用电量，再通过尖峰调频量结合调频时间计算里程来进行额外的补偿。总体来讲，对于电网来说，将用户侧作为一个虚拟的电源去实现。

Q：文件中说要“建立独立储能的容量电价机制”，目前推进进度如何？如果要给容量电价的话，整体模式是否和抽水蓄能的电价机制比较像？A: 不是的。抽水蓄能目前来看盈利空间不是很大，抽水蓄能主要靠容量电价赚钱，电量电价上每三年是一个成本化的周期，会将利润电量及电价的 70%完全上交。如果独立储能按这种模式发展可能会限定一些投资方的收益。目前容量电价机制还在建立，未来倾向可能是电量电价，以及峰谷差套利作为盈利的主要部分，结合各地、省、地方出台容量补贴，是未来比较合理的盈利模式。目前上网电价盈利模式主要还是采用调峰，即通过峰谷差进行套利；以及参与辅助服务市场或者调频等相关活动进行调节。当然光靠这两种对于独立储能的投资的促进力度还不够，目前各地已经落实政策，按照容量进行固定的补偿，赚发电电费和容量补偿的收益。

Q：储能一次调频的情况是怎么样的？A: 独立储能参与调频是未来的趋势。一次调频、二次调频之间有一定差异，如ABC 的自动调节控制主要是二次调频。一次调频目前来看主要还是义务性的，目前绝大多数火电厂都要参与调频，因此从电网公司角度，是对火电厂以及一些储能电站是有一次调频的义务，未来可能逐步从义务过渡到盈利。目前对一次调频的补偿力度比较大，但是市场上一次调频需求占比很少，可能不到 10%；并且能参与的品种很少，火电可以参与但速度较慢，新型储能虽然也可以参与，但是能单独拿出一个辅助服务市场的交易品种来做的也很少。

Q：目前独立储能在山东和华东这边现货市场的盈利情况怎么样？A: 华东这边有省间辅助服务市场，那边更多的是火电调峰，独立储能参与比较少。省内情况上，各地有落实一些补贴政策。山东市场的 IRR 比较低，光靠调峰最多只有 10%，盈利空间其实目前不是特别大。Q: 为什么独立储能够等同于电网侧储能？A: 电网侧储能是指独立储能接入电网过程。独立储能的定义里面提到“具备独立计量控制的技术条件”，独立储能相当于说是一种单独的电表，正常说的用户侧储能是用户的电表以后的储能，是和用户的负荷连在一起的。储能里边必不可少是一个独立的能量管理 EMS 系统，需要独立的策略、电表，同时最关键的一点是接入调度自动化系统，可被电网监控和调度，说明独立储能是直接跟电网是有联系的，对于电网来说是一个测试能电厂。Q: 储能电站盈利如何？A: 目前只参与调峰的话，盈利空间不到 5%。现在分时电价拉的不是特别大，高峰低谷的价差的时间比较有限，但是如果要是参与辅助服务的话，收益可能到达10%，目前辅助服务市场只有部分省区开展的比较成熟，比如广东那边峰谷差电价差不多能到 8 毛钱以上，如果峰谷差够大无论是用户做储能还是电网侧的储能都是可以实现收益的。如果峰谷差电价拉的比较少，甚至辅助服务市场还没开展的话，储能就会亏钱。国家包括电网对于储能的建设的需求比较迫切，后续如果容量补贴落实下来的话，收益增多。辅助服务市场的钱主要出自用户和新能源运营商，新能源运营商的成本的一部分是为电网提供辅助服务，通过补贴或者电力现货市场的偏差电价的方式去支付额外的费用。用户方面，国家未来的方向是牺牲用电电价来满足用电安全和用电绿色，因此用户的电价肯定会涨，可能是通过拉大分时电价或者现货市场的价差。