网讯：2023年，我国共有935个电化学储能项目实现了并网，总规模达22.80吉瓦/49.08吉瓦时，国内市场连续两年保持了超200%的增速，然而作为储能装机主力的独立储能依然运营困难，面临价差降低、调用次数下降、补贴退坡等难题。现货市场被视为独立储能获得收益的重要途径，A省是储能进入现货市场起步最早的区域之一，允许独立储能通过自调度方式参与现货市场，包括电能量市场和辅助服务市场，获取现货价差收入、容量补偿收入、调频和爬坡辅助服务收入，以及允许储能出租容量获取租赁收入。尽管A省在政策、市场机制设计方面给与了独立储能各种支持，但是部分独立储能仍陷入亏损。
一、独立储能参与现货市场的实践
（一）电能量市场：价差收入降低
1.电力现货市场价差持续缩小
A省电力现货市场出清电价上下限分别为1500元/兆瓦时、－100元/兆瓦时，上下限价差高达1600元/兆瓦时，较大的价差限值提供了很大的想象空间。不过，在实际运行过程中，2023年A省电力现货市场实际价差仅为540.84元/兆瓦时，不但远低于上下限值差，而且具有逐年缩小的趋势。2023年一季度A省电力现货价差为583.41元/兆瓦时，较上年同期缩小27.24%；2024年一季度现货价差为551.87元/兆瓦时，较上年同期进一步缩小5.41%。
对独立储能充放电更看重的2小时价差，2024年一季度价差均值仅为252元/兆瓦时(综合考虑深谷容量补偿电价，按固定时段的两个小时计算，并非最大最小两小时)，扣除各类市场费用分摊后，仅为177元/兆瓦时。逐年缩小的现货价差不仅降低了充放电的收入，而且影响了充放电次数，以100元/兆瓦时门槛值为例，2024年一季度可充电次数仅59次，与2023年同期基本持平。
2.“削峰填谷”是储能现货价差收入降低的重要原因
现货市场峰谷价差缩小反映用户用电曲线更加契合发电特性，电力系统运行更加平稳，安全性更高。A省现货市场平均价差逐年缩小得益于现货市场价格信号的指导作用，也得益于政府持续拉大零售峰谷价差的举措。A省发展改革委先后发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》，建立了基于峰荷责任法的容量补偿电价体系，将上网环节线损费用、系统调节费纳入分时电价政策执行范围，增加了零售套餐的峰谷价差和时段要求。在政策指引下，A省电力零售市场价差不断拉大，电网代理购电峰谷价差一度高达763.42元/兆瓦时。
与一般认知不同，零售侧峰谷价差的拉大并没有“反哺”独立储能，反而导致批发侧价差缩小、独立储能价差收入减少。这是因为零售侧的分时电价政策有效激励用户削峰填谷，将负荷转移到午间，促进了光伏消纳，也抬高了午间现货电价。据悉，2023年A省共有约350万千瓦负荷由晚间转移至中午，2024年一季度，进一步转移了150万千瓦填谷负荷。
储能装机规模的快速扩大也有助于削峰填谷。2023年A省储能新增装机243万千瓦，相当于午间增加了相应的用电负荷，进一步抬高了午间电价、降低峰段电价，储能价差收入则随之降低。前期现货价差高时，储能可获得理想收入，但是随着成本降低，新的储能项目不断上马，并参与削峰填谷，前期储能价差收入也可能随之降低。
在零售侧价格指引和储能快速发展的双重作用下，原来陡峭的用电曲线开始“缓和”，现货市场峰段电价下降、机组启停等市场费用显著降低，也有助于新能源消纳和电力系统稳定，而独立储能又反向成为受损方，储能行业越发展，获得的收益可能越低。
（二）辅助服务市场：质优价低
除电能量外，独立储能还是优质的辅助服务提供商，可提供调峰、调频、转动惯量、爬坡、备用等服务，其中调峰和调频（二次调频）是覆盖区域最广的两类辅助服务，但因电力现货市场与调峰辅助服务市场融合，目前现货区域独立储能参与最多的是调频市场。此外，A省在全国首次开辟了爬坡辅助服务市场。
1.调频市场需求有限
A省市场允许独立储能参与调频市场，按照调频里程、调节系数、调频价格进行结算。相较火电，独立储能具备更灵敏的调节速度、更准确的精度、更迅速的响应时间，是调频服务的良好资源。但是独立储能提供调频无法获得和火电一样的价格，需打折结算，因此独立储能参与调频的意愿较低。即使规则调整后，自2024年7月起，A省独立储能参与调频能和火电获得一样的价格，但对独立储能而言，调频收入可能也只是“杯水车薪”。A省调频市场日均需求约50万千瓦，而独立储能规模已超200万千瓦，若完全放开独立储能参与调频市场，激烈的市场竞争将导致调频价格下降。
2.其他辅助服务市场亟待完善
A省独立储能还可“报量不报价”参与爬坡辅助服务市场，爬坡出清价格为爬坡容量约束的影子价格，即只有当爬坡市场供不应求时爬坡服务才具备价格，多数时候免费提供。长久以来，转动惯量、爬坡服务等都约定俗成由火电企业义务提供。
随着新能源高比例并网，为鼓励储能投资，多地出台了针对储能特性的辅助服务，如西北区域电网提出了转动惯量补偿标准，福建区分了独立储能参与的快速动作区调频市场，华中、四川、山西等区域为储能开启了一次调频市场，广东独立储能可参与跨省备用市场等。上述实践仍处于探索阶段，对独立储能可发挥的作用和定价机制尚不明确，因此这些辅助服务要么是非常态化的补贴，要么市场规模小无法匹配独立储能规模。
（三）容量租赁市场：价格持续下跌
独立储能容量租赁市场也是业内关注的焦点，参与A省新能源市场化竞配时需承诺配建储能或租赁储能的比例，根据A省能源局发布的《关于公布2024年市场化并网项目名单的通知》，项目配储比例高达50%。一些观点认为储能租赁市场需求旺盛、价格可期，然而实际上伴随储能成本的快速下降，储能租赁价格也持续走低，从2023年240－270元/千瓦·年降至2024年的不足200元/千瓦·年；并且，因新能源预期电价下降和配储比例要求高等原因，集中式新能源投产规模远低于预期，也导致储能租赁市场实际需求不足。
二、关于储能路线的思考
（一）独立储能价差收入降低是市场发展的必然结果
独立储能价差收入低，A省不是个例，根据《2023年广东电力市场年度报告》，新型储能参与现货市场的平均峰谷价差为177元/兆瓦时，低于该省2023年现货市场实际价差。拉大现货价格上下限或增加新能源入市比例难以提升储能的价差收入。实践证明，A省和广东现货市场价差限值均超过1000元/兆瓦时、山西和甘肃新能源的大比例入市都未能提升独立储能的价差收入。目前来看，所有拉大峰谷价差的举措最终都将降低独立储能收入，因为这些举措会进一步引导用户和独立储能参与“削峰填谷”，最终抬高电力现货市场谷段电价，降低峰段电价。
近两年储能成本快速下降，即使项目决策时认为当前价差和租赁等收入可覆盖成本，但是随着储能装机规模持续扩大，尤其是新能源配套建设储能的比例持续走高，单个独立储能现货价差收入和租赁收入都将减少，若收入模式保持不变，目前微利的项目也可能陷入亏损。
（二）独立储能辅助服务收入低是市场的选择
调频市场规模无法匹配独立储能发展速度是许多区域市场共同的现状。以调频市场最为活跃的广东为例，整个广东地区可供独立储能参与的调频总量仅为30—50万千瓦，而新型储能装机规模已突破160万千瓦，市场竞争愈加激烈。即使储能调频性能优越，调频市场也无法成为独立储能的“救命稻草”。以福建调频市场为例，福建调频市场为更好地发挥常规调频资源和快速调频资源的特点，将调频市场细分为快速动作区、慢速动作区、紧急动作区，独立储能仅参与快速动作区，而该细分市场的需求约50兆瓦，福建省2023年底电网侧储能规模已达130兆瓦/300兆瓦时，快速动作区报价上限12元/兆瓦，低于慢速动作区报价上限16元/兆瓦。市场容量小、价格上限低，高质量的服务未必能获得相匹配的收益。
当前电力市场尚缺乏购买高质量辅助服务的意愿。即使新型电力系统对转动惯量、灵活爬坡的需求不断增加，短期看火电仍然是主要的免费供应方，目前已有的辅助服务难以支撑独立储能的发展。
（三）独立储能的发展亟需容量电价保障
独立储能已经成为多省新型电力系统重要组成部分，其主要收入来源——现货价差收入和容量租赁收入却持续面临新入局者的竞争，新项目技术更新成本更低，将不断降低峰谷价差和租赁单价。若把独立储能完全推向市场，项目的持续性亏损难以避免，建议为独立储能设置容量电价，综合考虑电力系统调节需求、独立储能不同阶段成本，分批次测算，纳入系统调节费用。
（四）电源侧储能和配网侧储能作用更聚焦
区别于独立储能，现货市场下电源侧储能和配网侧储能的作用更加聚焦，电源侧储能主要服务于电源在现货市场中的交易策略，如新能源配储可平滑发电曲线，减少新能源现货市场损失；配网侧储能可缓解配变反向过载等安全问题，虽然这两类储能目前也缺乏商业模式，但是只要给予适当的政策引导，有望实现储能和电力系统的“双向奔赴”。
