• 电量补贴:南方电网“两个细则”，按充电电量给予0.5元/千瓦时补偿;《新疆电网发电侧储能管理暂行办法》， 对执行电力调度指令的储能给出0.55元/千瓦时充电电价补偿;《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》 提出储能项目自投运后按发电量0.3元/千瓦时进行补贴。

 

• 容量补贴:允许储能参与需求侧响应获得容量补贴。江苏、山东等省份制定或修改需求响应规则允许储能参与 需求响应，并针对不同响应特性，制定了分级补偿标准。

 

国家明确了储能“市场主导、改革助推”的发展原则，通过市场盈利是我国储能商业化应用的基本方向。国家层面积极推动电力市场化改革，为储能商业化应用创造条件

 

中长期交易:2020年，《电力中长期交易基本规则》明确了储能作为电力中长期交易的市场主体。

 

现货市场:2017年，国家发改委发布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》，对8个地区开展电力现货市场建设试点，浙江、福建等省份的现货市场方案中考虑将储能纳入现货市场，参与电量交易。

 

电力辅助服务市场:2017年，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，要求各地“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度，鼓励储能提供电力辅助服务

 

调峰方面:目前全国共20个省份或地区出台了调峰辅助服务市场运营规则(含试运营)。储能参与调峰的主要形式是与新能源发电开展双边交易，普遍要求容量达到4MW/10MWh，补偿价格设定在0.1~0.2元/千瓦时之间。

 

调频方面:目前我国共有6个省份或地区出台了调频辅助服务市场运营规则，其中广东、福建、山西、江苏允许储能参与调频。

 

报价和补偿方式上引入“里程报价”，并设置出清价格上下限，执行“按效果补偿”机制。

 

以新能源为主体的新型电力系统构建面临多重挑战:

 

一是惯量问题，光伏、风电等无惯量 或弱惯量新能源代替传统机组，电力系统变“轻”;

 

二是调节能力问题，日内新能源自然功 率最大波动达到装机的30%;

 

三是支撑能力问题，系统短路比一般需要传统交流发电机进行 支撑，电力电子化将降低支撑能力，需要动态无功支撑。
 

 

受固有的随机性和间歇性特征影响，新能源发电出力在负荷高峰期往往大幅低于装机规 模，致使高峰时段的电力平衡难以保障。根据统计分析，度夏度冬期间，早峰时段风电、光 伏保证出力仅为4%、11%;晚峰期间风电保证出力虽然提升至9%，但光伏出力基本为零。

 

电化学储能容量与新能源发展装机、抽蓄发展速度密切相关。

 

2025年国家电网经营区电化学储能容量需求3400万千瓦左右，考虑电化学储能电站实际可用率约为 70%，实际电化学储能装机需达到5000万千瓦，平 均储能时长2小时以上。

 

2030年电化学储能容量需求将达1.26亿千瓦，平均储能时长2小时以上，占整个储能容量比例超过50%。

 

 

在保持煤电新增装机规模、新能源新增装机优先安排在消纳较好省区的基础上，考虑各 区域负荷峰谷差和同时率、以及新能源接入带来额外调峰需求，按95%利用率扣除新能源反 调峰尖峰时段电量，预计2025年、2030年公司经营区系统调峰需求达到6.7、10.6亿千瓦。

 

在现有政策及未来电力市场改革推进下，储能存在多种典型商业模式，可按服务对象分 成为电源服务、为电网服务和为用户服务等三大类。

 

储能联合火电机组调频:在火电厂安装电储能装置，利用储能毫秒级快速、稳定、精准的充放电功率 调节特性，将储能装置与火电机组联合调频，提升传统火电机组调频性能指标。是我国现行辅助服务 考核机制下的特有形式，容量需求有限，市场快速饱和。山西等地区调频市场启动初期，储能调频收益较高，最短可在2~3年左右收回成本，但随着市场饱和收益出现明显下降。

 

 

新能源场站配置储能减少弃电与并网考核:收益来源以弃电存储为主，减少考核费用为辅，同时 可能享受电量补贴或优先并网等政策优惠。对于标杆电价较高且存在弃电的新能源电站有一定盈 利空间，考虑目前储能全寿命周期度电成本，新能源上网电价应在0.5~0.6元/千瓦时以上;对 于“两个细则”考核严格的地区，可通过减少偏差考核回收投资。

 

储能通过共享方式参与调峰:由多个新能源场站与同一个储能电站签订协议，共同使用储能电站服务，储能主要参与辅助服务市场盈利，盈利能力受储能自身共享率和与新能源交易价格影响。

 

• 《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》中提出对于提供充电调峰服 务充电电量进行补偿，补偿标准为0.5元/千瓦时，《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中提出电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。

 

• 考虑已有调峰辅助服务市场给予电化学储能的调峰价格普遍不高，实际利用小时数偏低，目前采用该模式难以独立支撑储能商业化运行。

 

经营性租赁模式:电网企业通过支付储能投资商租赁费的形式应用储能，目前相关租赁费用尚未明 确通过输配电价疏导。

 

合同能源管理模式:储能提供的节能降损等可量化的服务费用，由电网企业通过降损增加输电量的 利润空间中扣除，但节能降损服务费标准界定是关键问题。

 

容量电费模式:容量电费模式是参考抽水蓄能电站实行两部制电价，对储能容量进行补偿。具备系统级调节能力的大容量电化学储能，对于先进技术示范等特定项目可参照抽水蓄能采用容量电费模式，在完全电力市场化前对独立储能电站进行支持，容量电费核定参照抽蓄适当上调。

 

• 目前电化学储能投资成本来看，其容量电费远高于515元/千瓦·月的抽水蓄能平均容量电费，如张家口风光储输示范项 目容量电费达到每月2500万元，折合储能容量电费13636元/千瓦·年;测算大连液流电池储能电站容量电价是抽水蓄能电站的4倍以上。

 

削峰填谷和需量管理模式:用电客户在表内安装储能装置，提高自身负荷调控能力和供电可靠性。受多轮降低一般工商业电价政策的实施影响，用户侧配置储能削峰填谷积极性下降，普通工业和大工 业用户安装储能仅少部分省能实现盈亏平衡。取消目录电价后，收益预期不稳但收益水平可能增加。

 

光储一体化模式:电力用户通过配置储能提高分布式光伏自发自用率，减少电费支出。储能与分布式 光伏结合经济性取决于用户峰时电价与余电上网电价价差。

 

输配电价模式:为了保障电网安全或供电能力，由电网公司作为公用事业部门投资或租赁或通过购买 服务的方式应用储能项目，相关费用通过输配电价疏导。

 

独立参与调频辅助服务市场:新能源快速发展带来了频率波动问题，独立储能电站参与快速调频具有 显著优势，是未来重要的商业模式。

 

独立/聚合参与调峰辅助服务市场:独立储能电站调峰是指直接接入公用电网的储能电站参与调峰辅 助服务市场的盈利模式。聚合储能调峰是指聚合商、综合能源服务商、售电公司等市场主体通过聚 合用户侧储能参与参与电网调峰。

 

储能参与现货市场:当我国电力现货市场机制建立健全之后，电化学储能可通过现货交易获取收益。容量分拆出售或出租模式:由单个或多个社会第三方购买或租赁独立储能电站容量，分摊储能电站投资建设成本。