【研报】储能高质量发展：市场机制与商业模式创新.pptx

2024年4月;;;;2;;根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计[1]，截至2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW，年增长率21.9%。抽水蓄能累计装机规模首次低于70%，占比降幅较大，与2022年同期相比下降12.3个百分点。新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍，其中，锂离子电池继续高速增长，年增长率超过100%。截至2023年底，全球“表前”储能（电源侧、电网侧储能）累计装机占比为72%。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2023年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模86.5GW，占全球市场总规模的30%，同比增长45%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于60%，与2022年同期相比下降17.7个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。截至2023年底，我国“表前”储能累计装机占比为92%。

与新型储能爆发式增长形成鲜明对照的是新型储能项目实际运行效果较差，特别是新型储能中规模发展最快的电化学储能。根据中电联数据，2022年电化学储能平均等效利用系数仅12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。低利用率不仅影响储能投资的回收，也难以发挥对电力系统的支撑与调节作用。;;;对比分析山东、山西、甘肃三个省份新能源配储、独立储能参与的市场范围和市场规则可知，独立储能可无障碍参与现货电能量市场，准入、申报、出清、结算等相关市场规则在不断完善；为推动新能源由保障性消纳向市场化消纳转变，激励新能源配储的市场机制正在形成，包括减少偏差考核、逐步增大市场化电量比例、通过二次限价提升发电收益和提升容量补偿等；辅助服务以二次调频为主，独立储能参与的规则有待建立和完善，爬坡、一次调频等新的辅助服务品种为独立储能开拓了新的市场空间。

参与中长期市场方面，随着新能源装机占比提升，三个省份正积极的推动新能源参与市场，鼓励新能源参与中长期市场，通过合约电量转让、连续开市等方式满足新能源灵活调整的交易需求；山东必威体育精装版的征求意见稿允许独立储能以场站为交易单元参与，山西、甘肃市场规则尚未将独立储能纳入中长期市场。

参与现货电能量市场方面，山东、甘肃新能源采用“报量报价”方式、山西新能源采用“报量不报价”方式参与日前电能量市场；山东允许独立储能“报量报价”、甘肃允许独立储能“报量不报价”、山西允许独立储能按月自主选择以上的两种方式之一参与日前电能量市场，甘肃还允许独立储能参与实时电能量市场，山东、山西提出在条件具备时参与实时电能量市场。为防范市场风险，山西、山东均新建一二次限价机制，在一定程度上刺激新能源场站主动配置储能。

参与辅助服务市场方面，三个省份都建立了二次调频市场，只有甘肃允许新能源和独立储能参与二次调频，山东允许独立储能参与二次调频，但将独立储能调频贡献率设定为0.1，山西独立储能参与二次调频的规则正在制定中；山西还建立了一次调频和正备用辅助服务市场，目前独立储能可参与这两个品种，新能源配储暂不参与一次调频，在具备调节能力的情况下可参与正备用市场，但需要通过相关性能测试；山东还建立了爬坡辅助服务市场，允许独立储能参与。

容量补偿机制方面，只有山东建立了市场化容量补偿机制，补偿费用按照月度市场化可用容量占比进行分配，新能源场站（含其配建储能）日可用容量=运行日负荷高峰时段电站市场化实际上网电力平均值，现阶段，光伏电站（含其配建储能）日可用容量暂按其日平均上网电力计算，独立新型储能电站日可用容量=储能电站核定放电功率

×K×H/24。日可用系数K=电站当日运行及备用状态下的小时数（计划检修、临故修时间不计入）/24。独立新型储能电站在运行日进行实际充放电的，其日可用等效小时数H=电站核定放电功率下的放电小时数。;

市场类型;3.2国外典型国家（地区）储能市场化交易机制;;;;;火电配储：以国内燃煤发电机组配储为典型代表。2018年以来，在各地调频辅助服务政策支持下，火电厂配置电池储能可以有效改善机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，迅速实现商业化的领域，山西、蒙西、山东、甘肃、京津唐、浙江等多个地区开展了应用示范。商业模式方面，火电厂和第三方签订合同能源管理合同，由一方或双方开展项目运营，收益由双方按比例进行分配。该场景市场化程度高，早期建设的项目有较好的投资回报，一半不到3年就能收回成本；但随着投运项目越来越多，后续投资的部分调频项目投资收益大幅下降甚至会出现亏损。

新能源配储：国外许多地区，风电、光伏项目直接参与批发电力市场，并按市场价格出售电力，现货价差大的情况下，配置