5月14日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《電力市場運行基本規(guī)則》，明確了電力市場經營主體包含儲能企業(yè)、虛擬電廠等新型經營主體，在政策層面明確了儲能參與電力市場的主體地位，也為儲能更好參與電網調度和電力輔助服務市場奠定了基礎。
此前，國家能源局在印發(fā)的《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》中便明確提出，合理界定新型儲能接受調度范圍，保障新型儲能高效并網調度；豐富新型儲能的市場化商業(yè)模式，為各地積極探索新型儲能容量租賃、容量補償和以市場化方式形成相關價格機制提供參考。
作為電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定力量，新型儲能可在電力系統(tǒng)運行中發(fā)揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，降低大規(guī)模新能源電力并網對電網形成的沖擊。同時，在新能源裝機大規(guī)模發(fā)展背景下，新能源電力逐步走向市場化消納導致部分地區(qū)新能源電力上網電價偏低，而電網改造成本和煤電機組的發(fā)電成本則有了較大抬升，用戶側電價面臨調整的壓力。儲能該如何發(fā)揮自身調節(jié)電源的作用，推動新能源發(fā)電側和用戶側兩端實現(xiàn)穩(wěn)定發(fā)展，這是當下儲能參與電力市場的重要使命。
圖/IC
儲能是構建新型電力系統(tǒng)的核心，是推動可再生能源大規(guī)模發(fā)展的基礎
能源轉型的主要方向便是推動可再生能源的發(fā)展，逐步實現(xiàn)新能源對化石能源的替代，并構建適應新能源電力特點的新型電力系統(tǒng)。然而新能源電力具有隨機性、波定性等特點，大規(guī)?？稍偕茉床⒕W會對電網安全產生重大影響。因此，儲能尤其是新型儲能便成為了構建新型電力系統(tǒng)、推動可再生能源發(fā)展的核心和關鍵力量。
近兩年，隨著新能源裝機和發(fā)電量占比的快速增長，新型儲能的發(fā)展受到了世界各國的重視，全球開始加快儲能設施的建設。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模289.2GW，年增長率21.9%。其中，新型儲能累計裝機規(guī)模達91.3GW，是2022年同期的近兩倍。
與此同時，我國儲能發(fā)展也十分迅速。2021年以來，國家能源局先后印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》等政策文件，2024年政府工作報告中提出“發(fā)展新型儲能”，首次將新型儲能寫入政府工作報告。
在此背景下，我國新型儲能裝機規(guī)模實現(xiàn)了飛躍式發(fā)展。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全國新型儲能裝機規(guī)模達3139萬千瓦，較2022年底增長超過260%，相當于1.4個三峽水電站的裝機容量，可以滿足2000萬戶居民的用電需求。其中電源側、電網側儲能裝機規(guī)模占比超過90%，目前全國新型儲能裝機已十倍于“十三五”末規(guī)模。
今年，國內各地紛紛加大儲能項目建設力度。今年年初，國家能源局以公告形式正式發(fā)布56個新型儲能試點示范項目名單。廣東儲能項目的備案數(shù)量同比增長超5倍；江蘇將有400萬千瓦新型儲能并入國家電網。據(jù)中關村儲能技術聯(lián)盟預計，2024年國內新型儲能新增裝機30-41GW，2030年國內新型儲能累計裝機規(guī)模將達221GW-314GW。
圖/IC
儲能市場仍面臨著長時儲能技術不足和利用率不高的痛點
儲能最終需要通過參與電力市場和電網調度來實現(xiàn)自身的盈利。但目前，多數(shù)地區(qū)采用新能源配建儲能方式，新型儲能布局與系統(tǒng)調節(jié)需求不太匹配，部分地區(qū)新型儲能并網和接入標準尚不健全，導致儲能利用率較低；同時，長時儲能項目占比較少，儲能參與電力市場或接受電網調度的能力有限，導致儲能項目整體收益不佳。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，我國部分新型儲能利用情況不及預期，特別是新能源側配置的新型儲能，等效日均充放電次數(shù)僅為0.3次左右。從儲能時長看，全國新型儲能項目平均儲能時長2.2個小時，儲能時長不足2個小時的項目裝機占全部裝機的12.9%，2個小時至4個小時的項目裝機占比74.6%，4個小時以上的項目裝機占比僅為12.5%。
儲能的盈利模式主要有現(xiàn)貨套利、輔助服務、容量電價和容量補償?shù)龋瑹o論哪種模式都對儲能可以發(fā)揮的時長有所要求。據(jù)北極星儲能網統(tǒng)計，目前已有24省區(qū)發(fā)布新能源配儲政策。其中多地市儲能時長要求在2小時及以上。雖然短時儲能可以解決電力系統(tǒng)在瞬時擾動下保持平衡等電網安全性問題，但隨著可再生能源裝機規(guī)模的增長，新能源電力消納和電網的穩(wěn)定均需要長時儲能的參與。
國家發(fā)改委、國家能源局在發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中便提出，推動實現(xiàn)壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業(yè)化發(fā)展初期。據(jù)全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織預測，到2050年長時儲能儲電量將占到全部儲能儲電量的95%，成為提供能量調節(jié)能力的重要手段。
完善儲能參與電力市場相關機制，發(fā)揮儲能與電價的相互調節(jié)作用
近期，居民用電價格將上漲的傳聞引起市場極大關注，雖然未來我國仍將致力于保持居民用電的政府定價模式，即對居民用電價格進行補貼。但完善居民階梯電價制度，逐步放開電力市場峰谷電價差，讓電價更好地反映供電成本和市場供需將成為主流。
與此同時，我國西北等多地新能源上網價格不斷創(chuàng)下新低，甚至出現(xiàn)負電價的現(xiàn)象。電力市場供需兩端的電價差呈現(xiàn)出逐步拉大的趨勢。但目前，國內峰谷電價差仍未完全放開，儲能在參與電力市場交易方面盈利空間仍十分有限，也不利于新能源電力上網價格穩(wěn)定和消納。
今年4月16日，美國加州電池儲能首次在晚間高峰時段內成為加州電網最大的單一電力來源，這是全球電力系統(tǒng)的首次。儲能的調節(jié)電源作用的發(fā)揮得益于加州電力市場上顯著的峰谷電價差，讓儲能有了巨大的盈利空間。
儲能裝機的大規(guī)模發(fā)展必須建立在市場化的盈利模式基礎之上。例如，明確儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。其中，最重要的便是完善的價格機制。
目前，在國內儲能時長及電池性能制約下，儲能主要通過容量補償和參與調峰調頻等電力輔助服務市場來獲取收益，儲能作為新型電力系統(tǒng)的核心仍未充分發(fā)揮出來。儲能應更多參與電力市場交易，發(fā)揮儲能與電力市場價格的相互調節(jié)作用，推動儲能市場化盈利和電力市場的價格平穩(wěn)。
電力市場價格波動空間的放大為儲能參與電力市場創(chuàng)造了更多機遇。同時，大規(guī)模儲能參與電力市場也必將有利于新能源電力的消納，減小因大規(guī)模新能源電力上網而產生的用電峰谷波動，助力縮小新能源電力發(fā)電側和用電側的價差。
此前，國家能源局在印發(fā)的《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》中便明確提出，合理界定新型儲能接受調度范圍，保障新型儲能高效并網調度；豐富新型儲能的市場化商業(yè)模式，為各地積極探索新型儲能容量租賃、容量補償和以市場化方式形成相關價格機制提供參考。
作為電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定力量，新型儲能可在電力系統(tǒng)運行中發(fā)揮調峰、調頻、調壓、備用、黑啟動、慣量響應等多種功能，降低大規(guī)模新能源電力并網對電網形成的沖擊。同時，在新能源裝機大規(guī)模發(fā)展背景下，新能源電力逐步走向市場化消納導致部分地區(qū)新能源電力上網電價偏低，而電網改造成本和煤電機組的發(fā)電成本則有了較大抬升，用戶側電價面臨調整的壓力。儲能該如何發(fā)揮自身調節(jié)電源的作用，推動新能源發(fā)電側和用戶側兩端實現(xiàn)穩(wěn)定發(fā)展，這是當下儲能參與電力市場的重要使命。
圖/IC
儲能是構建新型電力系統(tǒng)的核心，是推動可再生能源大規(guī)模發(fā)展的基礎
能源轉型的主要方向便是推動可再生能源的發(fā)展，逐步實現(xiàn)新能源對化石能源的替代，并構建適應新能源電力特點的新型電力系統(tǒng)。然而新能源電力具有隨機性、波定性等特點，大規(guī)?？稍偕茉床⒕W會對電網安全產生重大影響。因此，儲能尤其是新型儲能便成為了構建新型電力系統(tǒng)、推動可再生能源發(fā)展的核心和關鍵力量。
近兩年，隨著新能源裝機和發(fā)電量占比的快速增長，新型儲能的發(fā)展受到了世界各國的重視，全球開始加快儲能設施的建設。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模289.2GW，年增長率21.9%。其中，新型儲能累計裝機規(guī)模達91.3GW，是2022年同期的近兩倍。
與此同時，我國儲能發(fā)展也十分迅速。2021年以來，國家能源局先后印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》等政策文件，2024年政府工作報告中提出“發(fā)展新型儲能”，首次將新型儲能寫入政府工作報告。
在此背景下，我國新型儲能裝機規(guī)模實現(xiàn)了飛躍式發(fā)展。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全國新型儲能裝機規(guī)模達3139萬千瓦，較2022年底增長超過260%，相當于1.4個三峽水電站的裝機容量，可以滿足2000萬戶居民的用電需求。其中電源側、電網側儲能裝機規(guī)模占比超過90%，目前全國新型儲能裝機已十倍于“十三五”末規(guī)模。
今年，國內各地紛紛加大儲能項目建設力度。今年年初，國家能源局以公告形式正式發(fā)布56個新型儲能試點示范項目名單。廣東儲能項目的備案數(shù)量同比增長超5倍；江蘇將有400萬千瓦新型儲能并入國家電網。據(jù)中關村儲能技術聯(lián)盟預計，2024年國內新型儲能新增裝機30-41GW，2030年國內新型儲能累計裝機規(guī)模將達221GW-314GW。
圖/IC
儲能市場仍面臨著長時儲能技術不足和利用率不高的痛點
儲能最終需要通過參與電力市場和電網調度來實現(xiàn)自身的盈利。但目前，多數(shù)地區(qū)采用新能源配建儲能方式，新型儲能布局與系統(tǒng)調節(jié)需求不太匹配，部分地區(qū)新型儲能并網和接入標準尚不健全，導致儲能利用率較低；同時，長時儲能項目占比較少，儲能參與電力市場或接受電網調度的能力有限，導致儲能項目整體收益不佳。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，我國部分新型儲能利用情況不及預期，特別是新能源側配置的新型儲能，等效日均充放電次數(shù)僅為0.3次左右。從儲能時長看，全國新型儲能項目平均儲能時長2.2個小時，儲能時長不足2個小時的項目裝機占全部裝機的12.9%，2個小時至4個小時的項目裝機占比74.6%，4個小時以上的項目裝機占比僅為12.5%。
儲能的盈利模式主要有現(xiàn)貨套利、輔助服務、容量電價和容量補償?shù)龋瑹o論哪種模式都對儲能可以發(fā)揮的時長有所要求。據(jù)北極星儲能網統(tǒng)計，目前已有24省區(qū)發(fā)布新能源配儲政策。其中多地市儲能時長要求在2小時及以上。雖然短時儲能可以解決電力系統(tǒng)在瞬時擾動下保持平衡等電網安全性問題，但隨著可再生能源裝機規(guī)模的增長，新能源電力消納和電網的穩(wěn)定均需要長時儲能的參與。
國家發(fā)改委、國家能源局在發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中便提出，推動實現(xiàn)壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業(yè)化發(fā)展初期。據(jù)全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織預測，到2050年長時儲能儲電量將占到全部儲能儲電量的95%，成為提供能量調節(jié)能力的重要手段。
完善儲能參與電力市場相關機制，發(fā)揮儲能與電價的相互調節(jié)作用近期，居民用電價格將上漲的傳聞引起市場極大關注，雖然未來我國仍將致力于保持居民用電的政府定價模式，即對居民用電價格進行補貼。但完善居民階梯電價制度，逐步放開電力市場峰谷電價差，讓電價更好地反映供電成本和市場供需將成為主流。
與此同時，我國西北等多地新能源上網價格不斷創(chuàng)下新低，甚至出現(xiàn)負電價的現(xiàn)象。電力市場供需兩端的電價差呈現(xiàn)出逐步拉大的趨勢。但目前，國內峰谷電價差仍未完全放開，儲能在參與電力市場交易方面盈利空間仍十分有限，也不利于新能源電力上網價格穩(wěn)定和消納。
今年4月16日，美國加州電池儲能首次在晚間高峰時段內成為加州電網最大的單一電力來源，這是全球電力系統(tǒng)的首次。儲能的調節(jié)電源作用的發(fā)揮得益于加州電力市場上顯著的峰谷電價差，讓儲能有了巨大的盈利空間。
儲能裝機的大規(guī)模發(fā)展必須建立在市場化的盈利模式基礎之上。例如，明確儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。其中，最重要的便是完善的價格機制。
目前，在國內儲能時長及電池性能制約下，儲能主要通過容量補償和參與調峰調頻等電力輔助服務市場來獲取收益，儲能作為新型電力系統(tǒng)的核心仍未充分發(fā)揮出來。儲能應更多參與電力市場交易，發(fā)揮儲能與電力市場價格的相互調節(jié)作用，推動儲能市場化盈利和電力市場的價格平穩(wěn)。
電力市場價格波動空間的放大為儲能參與電力市場創(chuàng)造了更多機遇。同時，大規(guī)模儲能參與電力市場也必將有利于新能源電力的消納，減小因大規(guī)模新能源電力上網而產生的用電峰谷波動，助力縮小新能源電力發(fā)電側和用電側的價差。
