解读丨新型储能参与电力市场和调度运用-凯发官网首页

凯发官网首页-凯发k8国际娱乐官网入口 6月7日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》）。《通知》要求，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。针对该《通知》要点，储能与电力市场认为将对未来新型储能市场发展带来以下影响。直接利好独立储能电站支持独立储能应用从政策倾向来看，相对于电源侧配建储能，《通知》更倾向于独立储能应用。独立储能可作为独立的市场主体参与电力市场鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能随着市场逐渐成熟，鼓励配建储能按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式储能电站接入调度自动化系统可被电网监控和调度，显然是更被认可的方向。如何营造公平的市场环境，确保不同投资主体建设的储能电站被电网公平调用，建立公平合理透明的市场竞价机制，显然是进一步需要密切关注的问题。减免充电相关费用，直接节约成本约0.2元/kwh左右《通知》强调：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。对于以参与调峰为主，或利用电力现货价差进行套利为主的独立储能电站来说，充电电量是否承担输配电价和政府基金及附加，一直备受关注和争论。此条一出，将大为降低独立储能电站的运行成本。山东为例：以山东110kv大工业电价两部制电价为标准，相当于为独立储能电站节约充电成本0.1731元/kwh!（备注：输配电价为0.1459元/kwh，政府基金及附加为0.02716875元/kwh。）储能与电力市场根据2021年12月-2022年3月山东的电力现货市场实时数据分析，以小时平均电价作参考，山东省全天有明显的两个波峰波谷，其中第一个峰谷，平均价差约为0.27元/kwh，第二个峰谷，价差平均约为0.64元/kwh。在需要承担输配电价和政府基金及附加的情况下，第一个波峰做充放电操作，显然不具备经济性。而减免输配电价和政府基金及附加后，在预测准确的情况下，独立储能电站完全可以考虑一天做两次充放电操作，从而大大缩短投资回收期。同样也利好现货市场持续运行中的山西市场。根据储能与电力市场对山西电力现货市场的数据跟踪分析，山西市场中的2小时充放电时长的储能系统，一天一次充放电操作，在理想的情况下（即完全捕获最高、最低电价），约可获得0.6元/kwh的价差收益。山西省的独立储能电站充电是否承担输配电价和政府基金及附加一直悬而未决，此项条款一出，显然不会再有争议。同样以110kv大工业电价两部制电价为标准，山西省得独立储能电站相当于避免了0.1元/kwh左右的充电成本。推动独立储能参与各类电力市场除调峰市场和电力现货市场外，《通知》还将为独立储能的应用提供更多的市场机会，例如：电力中长期市场通过签订顶峰时段和低谷时段的市场合约提供移峰填谷、顶峰发电服务提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务提供电网事故时的快速有功响应服务等《通知》同时还提出，由发电侧并网主体、电力用户合理分摊相关费用，为独立储能电站提供服务明确了费用出处。容量电价机制或将出台2021年4月，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出为抽水蓄能电站设立两部制电价。从彼时起，新型储能的容量电价机制是否会出台、何时出台，就一直是重点关注焦点之一。2021年8月，浙江省发改委发布了《关于开展新型储能设施示范应用的实施意见（征求意见稿）》，在全国范围内首次提出了给与调峰型储能项目容量补偿，暂定补偿期3年，补偿费用逐年退坡，分别为200元、180元、170元/kw·年。随后，虽然在各地陆续出台的储能发展规划中都对容量电价有所提及，但具体的补偿额度及补偿机制都未明确。容量电价的落地细则也一直是行业高度关注的问题。本次《通知》再次强调研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，或将促进各地配套政策出台。容量电价对于保障储能电站获取合理、持续的收益至关重要，如有细则政策出台，势必会扭转目前主要依靠新能源场站租赁储能容量，由新能源发电企业为储能电站买单的不合理局面，以更合理的价格机制促进储能电站的长效持续发展。用户侧储能发展仍较为艰难《通知》指出，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。从2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》开始，拉大峰谷价差，促进用户侧储能应用一直是政策层面呼吁的主流方向。但实际情况是，用户侧储能仅在广东、浙江、江苏、山东等部分区域具有投资价值，并且这些区域也面临着投资回收期长、电价变动频繁等风险。用户侧储能发展仍较为艰难。显然，如想推动用户侧储能发展，拓展用户侧储能获利渠道，将是下一步重点探索的方向。目前虚拟电厂、需求响应、聚合参与调峰等电力辅助服务已经在部分区域开始试点示范，作为最具前景的储能应用场景，用户侧储能应用何时爆发，仍需伺机而动。

6月7日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》）。

《通知》要求，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

针对该《通知》要点，储能与电力市场认为将对未来新型储能市场发展带来以下影响。

直接利好独立储能电站

支持独立储能应用

从政策倾向来看，相对于电源侧配建储能，《通知》更倾向于独立储能应用。

独立储能可作为独立的市场主体参与电力市场

鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能

随着市场逐渐成熟，鼓励配建储能按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式

储能电站接入调度自动化系统可被电网监控和调度，显然是更被认可的方向。

如何营造公平的市场环境，确保不同投资主体建设的储能电站被电网公平调用，建立公平合理透明的市场竞价机制，显然是进一步需要密切关注的问题。

减免充电相关费用，直接节约成本约0.2元/kwh左右

《通知》强调：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。

对于以参与调峰为主，或利用电力现货价差进行套利为主的独立储能电站来说，充电电量是否承担输配电价和政府基金及附加，一直备受关注和争论。此条一出，将大为降低独立储能电站的运行成本。

山东为例：

以山东110kv大工业电价两部制电价为标准，相当于为独立储能电站节约充电成本0.1731元/kwh!

（备注：输配电价为0.1459元/kwh，政府基金及附加为0.02716875元/kwh。）

储能与电力市场根据2021年12月-2022年3月山东的电力现货市场实时数据分析，以小时平均电价作参考，山东省全天有明显的两个波峰波谷，其中第一个峰谷，平均价差约为0.27元/kwh，第二个峰谷，价差平均约为0.64元/kwh。

在需要承担输配电价和政府基金及附加的情况下，第一个波峰做充放电操作，显然不具备经济性。而减免输配电价和政府基金及附加后，在预测准确的情况下，独立储能电站完全可以考虑一天做两次充放电操作，从而大大缩短投资回收期。

同样也利好现货市场持续运行中的山西市场。

根据储能与电力市场对山西电力现货市场的数据跟踪分析，山西市场中的2小时充放电时长的储能系统，一天一次充放电操作，在理想的情况下（即完全捕获最高、最低电价），约可获得0.6元/kwh的价差收益。

山西省的独立储能电站充电是否承担输配电价和政府基金及附加一直悬而未决，此项条款一出，显然不会再有争议。同样以110kv大工业电价两部制电价为标准，山西省得独立储能电站相当于避免了0.1元/kwh左右的充电成本。

推动独立储能参与各类电力市场

除调峰市场和电力现货市场外，《通知》还将为独立储能的应用提供更多的市场机会，例如：

电力中长期市场

通过签订顶峰时段和低谷时段的市场合约提供移峰填谷、顶峰发电服务

提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务

提供电网事故时的快速有功响应服务等

《通知》同时还提出，由发电侧并网主体、电力用户合理分摊相关费用，为独立储能电站提供服务明确了费用出处。

容量电价机制或将出台

2021年4月，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出为抽水蓄能电站设立两部制电价。从彼时起，新型储能的容量电价机制是否会出台、何时出台，就一直是重点关注焦点之一。

2021年8月，浙江省发改委发布了《关于开展新型储能设施示范应用的实施意见（征求意见稿）》，在全国范围内首次提出了给与调峰型储能项目容量补偿，暂定补偿期3年，补偿费用逐年退坡，分别为200元、180元、170元/kw·年。

随后，虽然在各地陆续出台的储能发展规划中都对容量电价有所提及，但具体的补偿额度及补偿机制都未明确。容量电价的落地细则也一直是行业高度关注的问题。

本次《通知》再次强调研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，或将促进各地配套政策出台。

容量电价对于保障储能电站获取合理、持续的收益至关重要，如有细则政策出台，势必会扭转目前主要依靠新能源场站租赁储能容量，由新能源发电企业为储能电站买单的不合理局面，以更合理的价格机制促进储能电站的长效持续发展。

用户侧储能发展仍较为艰难

《通知》指出，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。从2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》开始，拉大峰谷价差，促进用户侧储能应用一直是政策层面呼吁的主流方向。

但实际情况是，用户侧储能仅在广东、浙江、江苏、山东等部分区域具有投资价值，并且这些区域也面临着投资回收期长、电价变动频繁等风险。用户侧储能发展仍较为艰难。

显然，如想推动用户侧储能发展，拓展用户侧储能获利渠道，将是下一步重点探索的方向。目前虚拟电厂、需求响应、聚合参与调峰等电力辅助服务已经在部分区域开始试点示范，作为最具前景的储能应用场景，用户侧储能应用何时爆发，仍需伺机而动。