网讯：

  一、近期储能市场变化

  1、装机及运行情况

  2023年储能新增装机规模约为23.22GW/51.13GWh，同比增长221%。其中源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh，同比增长近200%。根据中电联统计数据：2023年独立储能运营情况好于2022年，日均运行2.61h，年均运行953h，平均利用率指数由2022年的30%提升至38%，平均等效充放电次数172次。

  2、政策变化情况

  国家层面：《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格[2024]196号），提出：对于调峰辅助服务，要求电力现货市场连续运行的地区，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价（宁夏受影响较大）。对于调频辅助服务，原则上性能系数最大不超过2（山西受影响较大），调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。此外，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规[2024]26号）明确了公平调用新型储能的原则（山东受影响较大）。《电力市场运行基本规则》明确储能的地位，同时为储能参与容量交易提供可能。

  地方层面：由于上述196号文件的出台，地方政策与之不符的文件均将在6个月内作出调整。目前已有消息山西、宁夏均在准备中。此外，近期河南、蒙西、江苏也陆续有新的政策发布，在此不做赘述。

  3、造价变化情况

  以电化学储能为例，随着碳酸锂材料的价格下降，2小时（0.5C）储能系统造价目前在0.58-0.65元/Wh之间，电芯价格在0.4元/Wh左右。有行业专家预测，2024年储能电芯价格将维持在0.35元/Wh-0.38元/Wh，2小时（0.5C）储能电站EPC真实造价应该在1.1元/Wh左右。

  二、重点区域政策

  1、宁夏

  （1）政策梳理

  现阶段宁夏储能盈利模式为：“调峰辅助服务（0.6元/kWh,原则上不低于250次）+容量租赁+顶峰交易”

  现货市场运行后宁夏储能盈利模式为：“现货交易+容量租赁”

  根据《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格[2024]196号）的要求，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，0.6元/kWh的调峰辅助服务价格将会做出调整。宁夏储能收益约60%来自辅助服务市场，价格调整后，收益率下降较多，无法保证储能合理收益。（宁夏电力调度中心人员在国际储能峰会上汇报数据）

  表1政策汇总表

  （2）实际运行情况

  截至2023年底，宁夏的储能规模已达286.5万千瓦/573.2万千瓦时，2023年运行情况如下：

  调峰运行情况：综合利用小时数达到1006（953-全国平均数据）小时，平均利用率指数是56%（38%-全国平均数据），已转商业运营的储能电站调峰辅助服务结算价格为0.6元/kwh，调试期的结算价格为0.48元/kwh，2022年底并网的储能电站调峰次数平均在300次以上。

  容量租赁情况：所调研的储能电站目前出租率都在80%以上，出租价格主要集中在20-24万/MW之间，租赁期一般在3年以内，以100MW/200MWh储能电站为例容量租赁收益在2000万-2400万不等。（宁夏电力调度中心工作人员在国际储能峰会上汇报平均租赁价格在22万/MW，全省出租率83%）

  从中电联发布的相关统计数据来看，宁夏储能电站的平均利用系数、平均出力系数、平均综合效率在全国均属前列，说明宁夏储能调峰的市场需求及技术验证均无太大问题。

  2、山西

  （1）政策梳理

  山西储能盈利模式主要为：现货交易+一次调频+正备用+二次调频+容量租赁（未来？）

  现货交易：山西电力现货市场自2023年12月22日起转入正式运行，是国内第一个转入正式运行的电力现货市场。目前山西现货市场运行规则已经迭代到V14版本；

  一次调频：山西最早于2022年5月由山西能监办印发了《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，2024年1月山西监管办公室发布关于征求《关于完善山西电力调频辅助服务市场等有关事项的通知（征求意见稿）》，对一次调频市场有关条款进行了明确和细化。但根据发改价格[2024]196号，一次调频中的性能指标将会作出调整（上限8变为2），费用疏导规则也将发生变化（原来是由考核费用+发电侧并网主体分摊，但山西属于电力现货市场连续运行的区域：原则上，由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。）。

  正备用：2023年5月山西监管办公室发布了《山西正备用辅助服务市场交易实施细则》，低谷00:00-06:00、12:00-16:00，0-10元/兆瓦；平峰06:00-12:00、21:00-24:00，0-15元/兆瓦；晚高峰16:00-21:00，0-100元/兆瓦，试行期两年。

  二次调频：2024年1月山西监管办公室发布关于征求《关于完善山西电力调频辅助服务市场等有关事项的通知（征求意见稿）》，提出了独立储能参与二次调频市场性能指标计算方法等内容，意味着独立储可能将可参与山西二次调频辅助服务市场；2024年6月山西能监办发布《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》，对二次调频性能指标计算方法、用户侧削峰填谷、差额资金分配等内容进行明确和细化，特别针对新增独立储能，制定了标准调节速率、标准调节精度和标准响应时间三项指标的计算方式。

  容量租赁：在山西省《2023年全省电力市场交易工作方案》中提出研究出台新型储能共享容量租赁交易机制，但目前无明确政策，山西并未要求强制配储，也暂未了解到有落地案例。故未来有可能会增加此部分收益。

  由于篇幅原因，以上文件内容不再具体展示，感兴趣的朋友可自行搜索以上文件原文。

  （2）实际运行情况现货方面：山西已有独立储能电站转为商业运营参与现货交易，并完成结算。2023年10月份大同合荣储能电站以“报量报价”方式参与电力市场现货交易。根据其单位负责人在储能大会发言介绍的情况现货交易价差在0.40元/kWh左右变化，每月充放电次数在20-40次之间不等。根据国网山西省电力公司调控中心现货市场处数据：2022年，山西实时现货市场的峰谷价差平均值差不多657元/MWh，2023年1—7月份，评估价差平均为381元/MWh。（另兰木达公司的统计数据显示：2023年，山西全年0-50元/MWh的极低价格区间持续1142小时（占比13%），300-400元/MWh两个连续价格区间持续时间最长（共达4394小时，占比50.2%），600元/MWh以上高价区间持续635小时（占比7.2%），所以上述数据是可以相互验证的。）

  一次调频方面（来自山西电力调度控制中心发布的《山西电力调频辅助服务市场建设情况公告》）：2023年底，山西电力调控中心曾组织储能电站开展了两轮次的一次调频、二次调频调电试运行。试运行期间2座储能电站的性能指标平均值分别由最初的0.23和1.41逐步提升至1.92和1.99，但是在性能指标达到2以后未进一步提升。性能指标K理论最大取值为8（根据发改价格[2024]196号文，该性能指标将会调整），可见还有较大提升空间。试运行期间2座储能电站出现一次调频错误动作情况较多，错误动作（不动作、反向动作）次数分别为2615次、6162次。除上述2家储能电站外，还有5家储能电站正在开展一次调频性能测试（由此处数据即可表明山西至少已经并网7家储能电站，希望通过一次调频市场运行初期竞争对手少，获取高收益的假设已经不存在，尤其是融资机构需要予以关注）。

  正备用：此部分笔者未了解到更多实际运行情况，但根据政策文件来看，此部分获得的收益有限。

  （3）其他以下为笔者在国家能源局官网（http://www.nea.gov.cn/2024-04/19/c_1310771804.htm）看到的一篇通讯报道，结合该报道，笔者介绍一下自己的理解：2024年4月10日，山西能源监管办组织召开了山西电力辅助服务市场建设工作组会议，会议听取了清华大学研究团队、南瑞集团有限公司关于新型储能参与一次调频和二次调频技术可行性、运行控制策略分析及建议（结合上述试运行期间相关数据，说明独立储能参与调频，尤其是一次调频方面存在一定的技术难度，在《关于完善山西电力调频辅助服务市场等有关事项的通知（征求意见稿）》中对一次调频和二次调频相关指标均作出了征求文稿，但在2024年6月山西能监办发布《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》中只介绍了二次调频的相关情况，并未介绍一次调频相关情况，进一步说明了一次调频市场运行的难度）。国网山西省电力公司调控中心汇报了新型储能运行交易数据和存在问题，并根据国家有关要求对调频市场容量需求、交易机制、价格范围、性能指标及费用传导等提出建议（主要是根据山西现有政策并结合发改价格[2024]196号文中对调频相关性能指标、价格、以及费用疏导等方面的要求，提出修改方案）。会议要求，工作组要尽快研究确定二次调频和一次调频性能指标计算、一次调频需求测算、二次调频需求容量在常规机组和储能分配比例、调频申报价格区间和技术支持系统建设等方面计划方案（扩大独立储能收益来源，为其参与二次调频提供途径，一次调频收益可能与原有预测有偏差，主要体现在性能指标上限8变为2，报价幅度的变化（以一次调频为例5-10元/MW变为上限不超过15元/MW）、调频次数/需求规模、响应的计量难度、响应的准确度等方面）。会议要求，工作组要尽快研究确定二次调频和一次调频性能指标计算（主要是结合试运行情况以及发改价格[2024]196号文相关要求作出调整）、一次调频需求测算（之前山西电科院相关资料显示山西一次调频总空间有限，日调节800-1000次，每次调节的里程需求大概120MW）、二次调频需求容量在常规机组和储能分配比例（如果一次调频收益不及预期，扩大部分收益来源）、调频申报价格区间和技术支持系统建设（按照新的政策调整报价区间以及完善相关计量等软硬件系统）等方面计划方案。（4）结论山西作为新能源装机大省，调频等辅助服务需求空间大，随着山西电网独立储能装机规模迅速增加，储能将成为保障电力系统频率稳定的重要资源。储能作为电网灵活调节资源，相关监管部门在制定储能获利相关政策及规划储能建设规模时必然会考虑到独立储能电站的“合理”收益，山西一次调频市场作为零和博弈的市场，计划借助市场初期竞争对手少，获得超额收益的条件已经不存在。后期随着政策逐步落地明朗，业务模式逐渐成熟，独立储能电站的收益最终达到一个合理的水平。根据发改价格[2024]196号文，山西一次调频规则还将调整。以下借助两组数据来说明调频辅助服务市场的空间不是无限扩大的，随着新能源并网规模的扩大，调频需求空间会增长，但考虑到费用疏导问题，调频费用规模一定会在一个合理水平。2023年山西省二次调频里程补偿费用月均7000万元左右，为“火电+调频”联合运行的模式。国家能源局发布的《2022年我国电力市场发展有关情况》介绍，南方区域调频市场规模总费用约11.1亿元，累计带动火储联合调频项目投运29个。

  重点区域政策--河南

  一、政策梳理：

  （一）政策依据：

  1、河南省“十四五”新型储能实施方案；

  2、关于加快新型储能发展的实施意见；

  3、河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）

  4、河南电网独立储能项目电力调度管理指导意见（征求意见稿）

  5、2023年首批市场化并网风电、光伏发电项目开发方案的通知；

  6、河南省独立储能电站调度运行实施细则(征求意见稿);

  7、《关于独立储能项目管理有关事项的通知》修改意见的函；

  8、《关于调整工商业分时电价有关事项的通知》

  （二）收益模式：

  2025年现货运行前主要收益模式为：电能量交易（充放电价格差）+调峰服务+容量租赁

  现货运行后：现货交易+容量租赁

  1、电能量交易（充放电价格差）：

  2025年现货运行前充电价格--充电时，可选择由电网企业代理购电，其各时段充电电量享受分时电价政策。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。

  2025年现货运行前放电价格--2025年底前，根据电网调度要求进行放电的，迎峰度夏度冬期间高峰时段（尖峰时段），其放电电量按照省内燃煤机组平均上网电价的1.72倍执行（原来该数字为1.64倍，此次调整增大了价差），其它时段按照省内燃煤机组平均上网电价结算；非迎峰度夏度冬期间，按照放电时段对应的峰谷电价系数与省内燃煤机组平均交易电价的乘积结算。调度机构不得在高电价时段调用充电、低电价时段调用放电（原来存在午间分时电价为峰段时进行调峰充电的行为，导致储能收益大打折扣）。

  电力现货市场运行后用电电价、上网电价按照现货市场价格及规则结算；充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加；

  2、调峰服务：

  现货市场运行前：

  报价上限：0.3元/kWh；

  调用次数：每年调用完全充放电次数原则上不低于350次；

  按照充电电量进行补偿；

  调度机构优先调用省级新型储能试点示范项目，全年调用不低于350次，对条件具备的项目探索按日“两充两放”运行，不得出现高电价充电、低电价放电的现象。

  现货市场运行后：

  省内电力现货市场运行期间，与其他主体同等参与中长期市场、现货市场、辅助服务市场，按照市场规则自主选择申报充放电时段、充放电价格等方式参与市场（按照发改价格[2024]196号文件，现货市场运行后，调峰市场不再运行）。

  电力现货市场长周期运行以后，由市场决定独立储能电站充放电次数。

  3、容量租赁：

  在《关于加快新型储能发展的实施意见》中规定：省发展改革委要按年度发布容量租赁参考价（2023年磷酸铁锂储能电站容量租赁参考价不超过200元/千瓦时·年），鼓励新能源企业和独立储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议。储能项目容量在河南电力交易中心统一登记备案，容量可根据调峰需求由新能源企业在全省范围内租赁使用。河南电力交易中心按月度组织租赁交易，交易结果作为新能源企业配置储能容量的依据。

  在《关于独立储能项目管理有关事项的通知》修改意见的函中明确规定：河南电力交易中心有限公司要确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制；在本通知印发后未开工的集中式风光项目，不再配建储能设施，应通过租赁方式配置储能。

  二、实际运营情况：

  （一）建设进展：

  河南省示范项目遴选共有38个，总规模360万千瓦，截至到2024年3月，示范项目中已完成接入系统方案审查的23个，建成投运4个、总规模40万千瓦，分别是平顶山中能电姚电独立储能项目（10万千瓦）、中核汇能龙安区独立储能项目（10万千瓦），鹤淇电厂独立共享储能项目（10万千瓦）以及中广核浚县独立共享储能项目（10万千瓦）。

  （二）调峰服务：

  运行方面，以平顶山中能电姚电独立储能项目（10万千瓦）为例，该电站于12月22日起参与全省调峰辅助服务市场。从公示数据看，该储能电站12月辅助服务结算电量199.7万千瓦时，收益29.34万元，相当于单次全容量充放电收益3万元左右，即0.15元/kWh。按照全年350次测算，辅助服务一项即可收益超1000万元。然而，由于存在午间分时电价为峰段时进行调峰充电的行为，导致该电站充电成本远高于预期成本，经济效益大打折扣。

  2024年5月河南省发展和改革委员会发布关于调整工商业分时电价有关事项的通知，历经三次征求意见，靴子终于落地，新政策将于6月1日正式实施。此次调整主要在峰谷时段划分、峰谷浮动比例、输配电价是否参与峰谷浮动三方面进行了确认。经过调整，河南省白天时段，仅剩平段或谷段。河南独立储能电站充放电采用分时电价结算，而大部分独立储能电站均在光伏大发的午间时段被调用充电调峰，午间从高峰变为平段或低谷，可大为降低其充电成本。此次调整，有利于提高目前河南省独立储能电站运行的经济性。

  （三）容量租赁

  2023年12月，河南电力交易中心建成河南储能容量交易平台，具备企业登记、需求发布、交易组织、交易结算、合同管理五大功能，河南独立储能容量租赁市场于2024年2月正式运营。

  目前未查到公开数据，但根据某潜在项目了解到意向容量租赁的价格为90元/千瓦时·年，另外，其他渠道了解河南容量租赁情况并不理想，政策并未完全落地。

  容量租赁能否落地主要看电网对政策的执行把控程度。以宁夏为例，由于电网加大了对未租赁储能容量的新能源项目的考核力度，所以目前宁夏储能容量租赁市场数据较为理想。

  不过对于河南风光新能源电站来说，能否按照政策进一步承担容量租赁的费用值得关注。首先是分时电价政策调整的影响，按照新版分时电价政策光伏电站的收益将大为降低；其次是辅助分摊压力的增加，根据国家能源局河南监管办公室发布关于修订完善河南省电力调峰辅助服务规则部分条款的通知，调整深度调峰交易买方成员。深度调峰交易买方调整为集中式风电和光伏，省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）及统调公用燃煤机组；再次是新能源发电利用率降低，收益进一步降低，根据最近公开信息可以看到河南新能源消纳利用率有进一步走低的趋势；最后是按照指导租赁价格有失公平问题，随着原材料价格降低，储能电站造价已经大幅降低，如果仍按参考价不超过200元/千瓦时·年进行租赁，既有失公平也难以落地。

  三、结论

  综上，按照新的政策导向，从充放电价格差、容量租赁、调峰等方面，河南独立储能收益预期空间均在向利好方向发展，但是政策落地程度如何，以及发改价格[2024]196号文件的出台，河南独立储能调峰等辅助服务政策是否会进一步调整，需要予以关注。

  独立共享储能政策研究-总纲篇

  储能是指通过介质或设备把能量以某种形式存储起来，在需要时再以特定的形式释放出来的过程，其在电力领域存储的主要是电能。根据能量存储形式的不同，分为机械储能、化学储能、电磁储能、热储能和氢储能等。

  共享储能是独立储能运营的一类商业模式。独立储能指的是独立储能电站，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。

  一、共享储能电站成本构成

  从全寿命周期角度来看，共享储能电站成本分为建设成本和总运营成本。其中建设成本也称系统成本，主要由设备安装成本和施工建造成本构成；总运营成本包括充电成本、人工成本、运行维护成本等。具体如下表所示。

  图1电化学储能全周期成本构成结构图

  在电化学储能系统成本中电池组成本占比最大，约为60%，其他依次为PCS成本、EMS成本等，具体如下图所示。

  图2电化学储能系统成本构成图

  二、建设共享储能的必要性

  2022年11月，中电联发布了《新能源配储能运行情况调研报告》中提到新能源配储平均等效利用系数仅为6.1%。而根据最新的中电联发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示：新能源配储平均利用系数为0.06（日均利用小时1.42h、上半年利用小时219.25h）、平均日等效充放电次数0.31次（相当于每3.3天可完成一次完整充放电）。相较于配建储能，共享储能具备如下优势：

  （1）有利于提高建设质量及安全标准，提升并网的友好性。通过共享模式建立储能电站能够形成规模优势，通过规模化采购和标准化建设，可以降低储能电站成本，提高储能工程质量，提高建设标准的统一性，便于电网调度管理。

  （2）有利于创新商业模式，提升盈利水平。共享储能电站可以采取参与辅助服务市场、虚拟电厂、合同能源管理、现货市场交易、容量租赁等多种模式获利。

  （3）有利于降低承租方投资风险，提升并网便利性。共享储能类似于经营租赁，为承租人提供了一种融资手段，降低了承租人的投资风险。同时，共享储能还能有效解决部分新能源电站自建储能时机不匹配或自建成本高的问题。

  三、共享储能相关政策

  自从2021年7月国家发改委、国家能源局联合发文明确“鼓励探索建设共享储能”后，山东、 湖南、浙江、青海、河南、内蒙古等20多个地方能源主管部门相继出台配套政策，把共享储能作为开发建设储能电站的重要方向。相关政策列表如下：

  表1共享储能相关政策文件列表（部分）

  四、共享储能电站获利机制

  目前共享储能收益模式大致可分为如下几种：

  （1）共享租赁

  共享储能电站将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户，通过收取容量租赁费获得收益。目前国内容量租赁费用一般在250-350元/kW/年。

  （2）现货套利

  电力市场现货套利主要是利用分时电价政策，通过峰谷电价差进行套利。根据北极星储能网统计，2023年2月份电网代理购电价格中全国最高峰谷价差为浙江省1.32元/kWh，超过23个省区峰谷电价差超过0.7元/kWh，为储能电站现货套利提供了良好条件。

  （3）辅助服务

  目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰和调频两类，具体收益额度各省不同，但调峰多为按调峰电量予以充电补偿，调频多为按调频里程给予补偿，但各地政策略有差异。

  （4）容量电价

  容量电价是我国激励稳定电源装机规模提升和促进冗余调节能力投资的宏观手段之一，是火电机组和储能项目在市场化的电能量定价和辅助服务定价之外，获得的稳定收入。目前主要在我国山东进行探索适用。

  在以上四种收益模式的基础上，多个省份在共享储能获利机制方面进行了有益的探索，目前比较有代表性的有：山东--容量租赁+现货市场+容量补偿；山西--容量租赁+现货市场+一次调频；宁夏--容量租赁+调峰辅助服务。

  五、结论

  共享储能作为一种创新的商业模式，在电力行业中呈现出强劲的发展势头。随着新能源的快速发展和电力系统的转型升级，共享储能有望成为新能源消纳和调峰的重要手段。未来，共享储能将继续受到政策支持和市场需求的推动，行业将朝着更加成熟和规模化的方向发展。但目前共享储能电站仍处于市场探索阶段，共享储能电站的建设运营受储能产业政策、建设标准、原材料供需关系、盈利模式、金融产品服务模式、容量租赁市场供需关系、运营团队的专业性等诸多因素影响。尤其需要重点关注政策风险。