近日，國家能源局山西能監辦發布《關于完善山西電力輔助服務市場有關事項的通知》，鼓勵獨立儲能參與二次調頻市場，對二次調頻性能指標計算方法、用戶側削峰填谷、差額資金分配、補償原則等內容進行明確和細化，要求調度機構加快獨立儲能參與二次調頻技術系統建設，確保2024年7月底前啟動結算運行。
山西新型儲能市場化探索走在全國前列，率先出臺電力現貨市場輔助服務相關規則，支持儲能參與電力現貨交易和調頻輔助服務。此次鼓勵獨立儲能參與二次調頻市場，意味著山西獨立儲能電站可形成電力現貨市場+輔助服務(一次調頻、二次調頻)的盈利模式，提升儲能項目盈利能力。
新型儲能商業模式有待拓展
近年來，我國新型儲能蓬勃發展，超過20個省份發布5%—20%、2—4小時新能源配儲要求，其中河北、湖北、安徽、天津、甘肅等地提高了配置比例，貴州、甘肅等地提升了配置時長，浙江、河南、河北、廣西、山東、湖南等地提出了分布式配儲要求。截至2023年底，全國已有26個省份制定2025年新型儲能裝機目標，總規模達81吉瓦，遠超《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》制定的“2025年實現30吉瓦裝機”的目標。
“近兩年，新型儲能呈現爆發式、規模化發展，但國內新型儲能電站收益水平較低，一方面，目前儲能參與電力市場還難以盈利，參與容量租賃的獨立儲能在租賃價格和年限上也難以得到保障，很難成為穩定的收益來源。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻指出，多地政府結合電站投資成本、市場化收益，在滿足一定的投資收益需求后，對儲能容量租賃給予了指導價格及租賃年限要求，而從實際交易情況來看，隨著各地儲能投運規模的增加以及容量需求的變化，儲能實際容量租賃價格(公開招投標)常常低于各地指導價，收益存在較大不確定性。另一方面，一些地方政策對儲能容量進行補貼，一定程度上提高了儲能電站的收益，但主要作為對試點示范項目的政策激勵，不具備可持續性，也難以大規模推廣。
山西是電力外送大省，一定程度上是華北區域的調峰基地，隨著新能源占比不斷提升，系統運行中的頂峰、調峰、調頻、爬坡等需求愈加頻繁。熟悉山西儲能市場的業內專家指出，目前，山西風電和光伏總裝機容量占省調發電裝機的43.3%。根據山西可再生能源發展“十四五”規劃，到2025年，全省新能源裝機達8000萬千瓦左右。屆時，風電和光伏總裝機將達省調發電裝機的55%左右。而新能源出力波動大，風電全省15分鐘最大變化幅度達250萬千瓦，光伏全省15分鐘最大變化幅度達100萬千瓦，亟需調節性資源提升電網系統靈活調節能力和安全穩定水平。
“據中關村儲能產業技術聯盟數據統計，目前山西新型儲能總裝機規模約88.4萬千瓦，距離全省規劃2025年600萬千瓦的目標，還有較大差距。”李臻指出，隨著輔助服務市場建設的進一步完善，新型儲能可以參與二次調頻、一次調頻市場，項目盈利水平提升，將激勵一批儲能項目投資建設。
調頻市場前景可觀
儲能調頻是當下儲能最具市場前景、具有良好回報的一種商業模式。為了保證電網的頻率穩定，一般要對電力環節進行調頻，包括一次和二次調頻。頻率的二次調整是指發電機組的調頻器，對于變動幅度較大(0.5%—1.5%)、變動周期較長(10s—30min)的頻率偏差所作的調整。相比于燃煤機組、水電機組等傳統調頻資源，新型儲能具有布局靈活、響應速度快、發用雙向調節等技術優勢，替代效果較好，成為調頻市場的關注熱點，其運行模式以火電聯合儲能和獨立儲能調頻為主。
隨著山西電網獨立儲能裝機規模快速增加，充分發揮儲能調頻性能優勢將成為保障電力系統頻率穩定的重要手段。2022年5月，國家能源局山西能監辦印發的《山西電力一次調頻市場交易實施細則(試行)》明確，新型儲能可參與一次調頻市場，調頻服務報價范圍為5—10元/兆瓦，是全國首個針對新型儲能參與一次調頻有償服務的地方政策，為儲能獲利提供了新的模式。
今年1月，山西電力調度控制中心公告《山西電力調頻輔助服務市場建設情況》，該單位分別開展了一次調頻輔助服務市場調電試運行和二次調頻性能指標測試。目前，山西電力一次調頻市場技術平臺已基本建設完成，具備市場報價、市場出清、調頻里程、性能指標和市場收益計算等功能。在二次調頻性能指標測試中，儲能電站的調節速率、調節精度、響應時間均滿足試驗要求。
“山西火電+儲能聯合調頻共12個項目在運，總裝機125兆瓦/65兆瓦時。從運行實踐看，全省二次調頻里程補償費用月均7000萬元左右，盈利性較好。”業內專家稱。
《關于完善山西電力輔助服務市場有關事項的通知》明確，為保障獨立儲能與火電機組公平參與二次調頻市場，獨立儲能性能評價指標采用當前火電機組性能評價指標計算方式，包括調節速率(K1)、調節精度(K2)、響應時間(K3)，并結合國家政策要求和運行實際對火電和獨立儲能部分參數進行優化。
以市場化機制引導產業發展
利用率較低、盈利模式不成熟，是當前阻礙新型儲能規模化發展的關鍵問題。
業內專家指出，目前，火電聯合調頻儲能、新能源配儲、電網側替代儲能、共享儲能等各類儲能缺乏統籌規劃，與源網荷各要素投產不同步，在一定程度上降低了儲能利用率。建議主管部門出臺專項政策，“源網荷儲”項目按需優化配置儲能，源儲項目根據調峰、調頻、消納需求配置儲能，電網側項目在卡口區域根據重過載情況配置共享儲能，用戶側項目根據經濟性配置多元化儲能，各要素一體規劃，同步投運。
“儲能的市場模式沒有完全建立，項目機制均未明確，無法通過市場化方式進行成本疏導。”業內專家建議，一是主管部門制定儲能參與電力市場交易機制，利用現貨價格引導儲能削峰填谷，提高電力系統安全穩定運行水平，獲得合理收益;二是建立儲能容量補償機制，按照“誰受益、誰承擔”原則，承擔容量電費成本;三是建立中長期掛牌競價機制，通過市場化方式引導儲能提供應急服務，進一步拓展獨立儲能參與電力輔助服務市場品種。與此同時，及時掌握各類儲能技術發展進程及成本效益情況，開展發電側、電網側和用戶側等不同應用場景或相同應用場景下不同類別儲能技術的經濟性比較研究，科學客觀合理分析各類儲能技術成本結構、影響因素和變化趨勢，測算各類儲能技術成本收益情況，實現儲能規模化應用推廣。
儲能具有促進可再生能源消納、為用戶峰谷套利、提供應急電源、提升電能質量等多重價值，理應獲得多重收益。業內專家指出，市場規則是儲能形成可持續商業模式的根本，結合新型儲能參與市場運行實際，進一步完善其參與現貨、輔助服務市場機制，研究新型儲能參與現貨、二次調頻市場機制，豐富新型儲能商業化盈利渠道，以市場化機制引導新型儲能產業可持續健康發展。此外，送端省份調節性資源不僅服務于省內電力調頻、備用、調峰等，更服務于受端省份購電，保障受端省份所購電力穩定可靠。在省級電力市場逐步與區域電力市場及全國統一電力市場融合的大趨勢下，科學合理界定市場間的經濟責任，要研究調節性資源在區域市場的價格形成分攤機制。
