共话“储能高质量发展的市场机制和商业模式”暨研究成果发布

商业模式与市场机制创新论坛主持人岳芬

在报告发布环节，中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬介绍了《储能高质量发展：市场机制与商业模式创新》（以下称报告）的主要内容。报告对比分析了国内外新型储能可参与的市场化交易机制，认为国内储能现阶段以参与日前电能量市场、二次调频为主，市场化品种较少，调频在准入、分摊、价格机制方面尚不完善，市场化备用辅助服务建设滞后，容量补偿机制处于探索初期。报告也分析了不同市场机制下的商业模式和经济性，认为火储、工商业储能市场化参与程度高，项目经济性较好，但规模相对有限；新能源配储、独立储能是未来主要场景，但受限于电力市场机制不完善，我国“表前”储能市场化收益水平和收益稳定性同国外存在明显差距。

为推动我国新型储能产业高质量发展，报告从以下几个方面提出市场机制完善建议：1）推动新能源和储能联合参与电力市场；2）完善储能参与辅助服务的市场规则3）探索长期、稳定的容量回收机制4）推动用户侧资源聚合技术与商业模式广泛应用等。

圆桌对话环节以“探寻新型储能参与电力市场的商业化发展之路“为主题，由南方电网公司特级战略技术专家、中国能源研究会储能专委会副主任委员郑耀东主持，邀请来自发电、电网、新能源公司、储能公司的专家，讨论和分享了国内外储能市场的发展情况。

圆桌对话环节嘉宾

内蒙古电力公司专家委委员 吴集光表示：内蒙古新能源装机占比高，接近50%，负荷高峰时期的某些时段，系统有几百万千瓦的电力缺口，现货价差大。目前，蒙西地区已正式投运电源侧新型储能电站，全部为新能源配建储能。储能与新能源场站作为同一个主体参与市场交易，执行相关市场价格及规则，并通过增加新能源消纳、减少偏差考核，与新能源场站整体实现盈利。今年，获得内蒙古能源局批复的电网侧独立储能电站示范项目（蒙西150万千瓦），除了现货价差套利外，还可享受上限0.35元/千瓦时10年期的容量补偿，具备了较好的经济性。

国电投商业模式创新中心创新管理部总监 张圣君 表示：截至今年2月底，国电投已投运的新型储能项目装机容量约占全国总规模的八分之一。项目地域分布广，技术路线多样，在用户侧通过跨界融合、产融结合、储能+等方面做了创新的尝试，比如提供储能设备间隙性租赁的电池超市和户用移动电源景区租赁等模式。

国网能源研究院财会与审计研究所主任经济师 尤培培表示：英国风光发电量占比达到了35%。为了应对风光对电网的冲击，英国制定了电池战略，并通过市场机制、研发资助、创新融资机制等手段，促进储能产业快速发展。从调研典型项目看，2023年英国储能的收益率约10%左右，主要来自辅助服务市场。随着辅助服务市场的饱和，调频辅助服务收益下降，容量市场和现货套利的收益占比在逐步提高。

国网山西省电力公司电力科学研究院所长 郭强 表示：山西在国内率先建立一次调频市场，去年有两个独立储能电站建成投运并参与一次调频试运行。但由于山西省一次调频规则对储能电站综合性能的要求较高，电站的PCS（储能变流器）、BMS（储能电池管理系统），EMS（能量管理系统）以及控制系统需要做到紧密协调配合，才能获得理想收益。

杭州煦达新能源科技有限公司总经理 李剑铎 表示：全新锂电池成本的快速下降，使得梯次利用价格优势不再明显。但随着动力电池和储能电池退役量逐渐增多，今年年初以来，很多梯次项目的咨询和需求逐渐增多，未来梯次利用面临安全、经济性方面的一些挑战。

特变电工新疆新能源股份有限公司技术总监 刘夏伟表示：投资方更多关注的是项目投资收益率。随着今年《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》政策的出台，保障收购电量降低，进入市场化消纳部分比例增加，更多的新能源电量将进入电力市场交易。在市场化交易方面，储能可帮助提升新能源功率预测精度，提升电站电力市场交易的收益水平。另外，目前新能源配置储能项目存在储能利用率不高的问题，没有对电网系统运行起到充分的支撑作用，建议从政策层面考虑新能源配置储能要结合系统需要，配置在最优系统节点，进一步发挥对系统的支撑能力。

中储国能（北京）技术有限公司市场研究经理 张可昕 表示：压缩空气储能的成本目前能够做到800~1500元/千瓦时，成本区间较大，与储气方式和储能时长有关。长时储能落地遇到的瓶颈，主要集中在长时配储政策不多和长寿命项目收益不可持续这两方面。当前这两类制约已通过西部地区4小时以上配储、长时储能折算租赁、市场化收益机制代替政策性收益等途径得到明显改善。

在嘉宾主题演讲环节，西安奇点能源股份有限公司战略市场部战略拓展主管杨馨雨对工商业储能的模式与经济性做了分享。她强调，负荷端电力供需不平衡是工商业储能发展的底层逻辑，目前工商业储能主要通过峰谷套利。随着市场和政策逐步完善，需量管理、光储融合、虚拟电厂等商业模式也在扩展，未来发展潜力巨大。