储能高质量发展：市场机制与商业模式创新

储能高质量发展:市场机制与商业模式创新（简版报告） 自然资源保护协会NRDC是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC拥有700多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代中起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。 NRDC与中关村储能产业技术联盟、中国电力企业联合会、厦门大学等单位合作完成了一系列电力研究报告，包括《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》、《中国电力行业清洁低碳发展研究2022》、《碳中和目标下发电集团发电业务低碳转型研究》、《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》等。 请访问网站了解更多详情http://www.nrdc.cn/ 中关村储能产业技术联盟创立于2010年3月，是中国第一个专注于储能领域的非营利性行业社团组织，致力于通过影响政府政策的制定和储能技术的应用推广，促进产业的健康有序可持续发展。联盟聚集了优秀的储能技术厂商、新能源产业公司、电力系统以及相关领域的科研院所和高校，覆盖储能全产业链各参与方，共有国内、国际500余家成员单位。同时，联盟还负责承担中国能源研究会储能专业委员会秘书处的相关工作。联盟在支撑政府主管部门研究制定中国储能产业发展战略、倡导产业发展模式、确定中远期产业发展重点方向、整合产业力量推动建立产业机制等工作中，发挥着举足轻重的先锋作用。 请访问网站了解更多详情http://www.cnesa.org/ 封面图片：广东佛山宝塘电网侧独立储能电站，由南京南瑞继保电气有限公司提供。封底图片：先进压缩空气储能电站，由中储国能 ( 北京 ) 技术有限公司提供。 所使用的方正字体由方正电子免费公益授权。 免责声明 研究报告内容仅供参考，不构成财务、法律、投资建议、投资咨询意见或其他意见，对任何因直接或间接使用本报告涉及的信息和内容或者据此进行投资所造成的一切后果或损失，研究团队、资助机构和发布机构不承担任何法律责任。 版权说明 版权归自然资源保护协会(NRDC)、中关村储能产业技术联盟(CNESA)所有，转载或引用请注明来源。对报告有任何意见或建议，欢迎通过邮箱联系：hhuang@nrdc-china.org 储能高质量发展：市场机制与商业模式创新（简版报告） 项目单位及研究人员： 中关村储能产业技术联盟岳芬 宁娜 李晨飞 孙佳为 祝聪聪 陈静自然资源保护协会黄辉 林明彻 王杨 吴婧涵 前 言 前言 抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。随着新能源发电渗透率的提升，我国新型储能发展迅猛，过去三年累计装机规模从2020年不到3.3GW增长到2023年的34.5GW，年均复合增长率超过100%。新型储能的快速发展主要得益于各省出台的新能源配储政策。由于电力市场机制不完善，商业模式尚未成熟，收益水平低、市场化收益占比低、收益来源单一、收益不稳定等诸多问题制约着新型储能的规模化发展。 2021年，国家发改委、国家能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，明确了2030年实现新型储能全面市场化发展目标。2022年发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出通过完善体制机制，加快新型储能市场化步伐。新型储能通过参与中长期、现货、辅助服务等各类电力市场，形成更加多元、成熟的商业模式，是未来高质量发展的关键。 本项目主要采用调查研究的方式，聚焦新型储能参与电力市场机制和商业模式两个方面，对比分析国内外新型储能可参与的市场化交易机制以及不同市场机制下形成的商业模式和经济性，识别我国在推动新型储能市场化发展方面存在的不足，并在借鉴国外储能配套市场机制建设经验的基础上，提出不同阶段储能参与电力市场的市场机制创新和商业模式创新建议。内容包括以下五部分：储能发展现状分析及趋势展望、国内外新型储能参与电力市场的市场机制对比、国内外新型储能典型商业模式与经济性分析、新型储能高质量发展存在的不足与挑战以及新型储能市场机制和商业模式创新发展的建议。 储能的健康发展需要可行的商业模式，而商业模式的成熟依赖于市场机制的逐渐完善。通过本项目的研究，对新型储能未来商业模式创新方向做初步探索，尝试提出储能参与电力市场规则完善的建议，希望在推动新型储能市场化、规模化发展方面贡献绵薄之力。 各侧储能发展现状分析及趋势展望 2.1 发展现状 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。 2.2 趋势展望 短时高频应用需求预计将不断涌现，为功率型储能技术带来市场机会。当前，新型储能功率型应用主要集中在火储调频领域。光伏发电和风电机组有功功率控制主要采用最大功率点（Maximum Power Point Tracking，MPPT）跟踪策略，基本不具备惯性和调频响应能力。随着新能源渗透率的提升，惯量、一次调频、无功电压支撑等功率型应用需求将显现。以一次调频为例，如果按新增新能源装机6%考虑配置储能[2]，则到2030年新增功率型储能需求超过27GW（假设2024~2030年新增新能源装机15亿kW以上，具有一次调频能力的风光占30%）。功率型应用场景下储能充放电频繁，当前的磷酸铁锂电池储能在安全、寿命方面存在较大挑战，为飞轮、超级电容、钛酸锂等功率型储能技术带来市场机会。 独立储能商业模式将逐渐成熟，市场化收益占比有望提升。截至2023年底，我国已投运新型储能项目累计装机34.5GW/74.5GWh，其中独立储能装机占比接近40%。受限于电力市场建设进程，现阶段独立储能的商业模式尚不成熟，整体收益水平不高。未来随着新型储能成本的快速下降和电力市场相关规则的完善，商业模式将逐渐成熟，现货价差套利、辅助服务收益等市场化收益占比将逐渐提升，改变当前以容量租赁收益为主，市场化收益为辅的状态，整体收益水平有望满足可持续发展要求。 用户侧储能场景和规模将会不断扩大，装机占比仍将延续下降趋势。用户侧储能应用场景众多，包括家用储能、工业园区、分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施等，不同场景对储能需求存在较大差异，如降低用电成本、保障可靠供电、提高电能质量、提高绿电消费占比等。全球市场中，家储、工商业储能是目前主要场景，国内以工商业储能为主，其他场景处于示范阶段。随着技术和市场机制的成熟，新场景应用会逐渐显现，保持近几年近60%左右的复合增长速度。但由于用户侧储能单体容量较小，将延续2014年以来装机占比持续下降的趋势，预计2025、2030年累计装机占比下降到10%、5%以下。 磷酸铁锂电池储能向大容量、高安全、低成本、长寿命方向发展。随着储能电站规模越来越大，大电芯优势愈发明显：更容易获得高体积能量密度、减少Pack端零部件使用量而带来降低成本、集成领域装配工艺大大简化。随着电芯由280Ah向300Ah+容量加速渗透，多家主流电池厂家都推出了单舱（20尺）5MWh+储能系统产品，单舱能量密度提升40%以上。通过不断优化阳极/阴极预锂化、智能温控技术、SOC均衡控制等技术显著提升了储能系统循环寿命，降低了全生命周期成本。 储能变流器向大容量、高电压、构网型方向发展。由于可以提升转换效率、提高整机响应速度，大容量、高电压技术方案成为发展趋势。为了匹配5MWh+容量的电池舱，集中式变流器单机容量将由当前的2~3MW向更大容量发展；变流器直流侧电压完成了由1000V向1500V的过渡，并且2000V产品也已经问世；凭借更大的单机容量和更快的响应速度，高压级联产品也逐渐开展示范应用。而随着新能源的大规模接入，电力系统低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，稳定性问题愈发严峻，构网型逆变器逐步受到青睐，其技术逐步由示范走向成熟。 长时储能技术将逐渐从示范走向成熟。目前，投运的锂电池储能项目的存储时长一般不超过4小时，这一持续时间已经足够满足现阶段电网的需求。未来，随着极端天气频发、常规火电机组退役和新能源大规模并网，将需要更长持续时间的储能技术。然而，长时储能的需求是逐渐显现的，新的长时技术的成熟需要时间和资本的投入，当前缺乏激励长时储能的政策。国内外已开始了长时储能的相关研究[3-6]，制定了相关政策并改进市场机制来激励长时储能项目研发、投资和部署，到2030年，诸如压缩空气、液流电池、金属空气电池等长时储能技术有望成熟，有潜力实现与锂离子电池同等或更低的成本。 储能可参与市场化交易机制分析及趋势展望 3.1 国内典型省份储能市场化交易机制 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；山东最新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，