5月14日，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》，明确了电力市场经营主体包含储能企业、虚拟电厂等新型经营主体，在政策层面明确了储能参与电力市场的主体地位，也为储能更好参与电网调度和电力辅助服务市场奠定了基础。
此前，国家能源局在印发的《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中便明确提出，合理界定新型储能接受调度范围，保障新型储能高效并网调度；丰富新型储能的市场化商业模式，为各地积极探索新型储能容量租赁、容量补偿和以市场化方式形成相关价格机制提供参考。
作为电力系统运行的稳定力量，新型储能可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，降低大规模新能源电力并网对电网形成的冲击。同时，在新能源装机大规模发展背景下，新能源电力逐步走向市场化消纳导致部分地区新能源电力上网电价偏低，而电网改造成本和煤电机组的发电成本则有了较大抬升，用户侧电价面临调整的压力。储能该如何发挥自身调节电源的作用，推动新能源发电侧和用户侧两端实现稳定发展，这是当下储能参与电力市场的重要使命。
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储能是构建新型电力系统的核心，是推动可再生能源大规模发展的基础
能源转型的主要方向便是推动可再生能源的发展，逐步实现新能源对化石能源的替代，并构建适应新能源电力特点的新型电力系统。然而新能源电力具有随机性、波定性等特点，大规模可再生能源并网会对电网安全产生重大影响。因此，储能尤其是新型储能便成为了构建新型电力系统、推动可再生能源发展的核心和关键力量。
近两年，随着新能源装机和发电量占比的快速增长，新型储能的发展受到了世界各国的重视，全球开始加快储能设施的建设。数据显示，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%。其中，新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。
与此同时，我国储能发展也十分迅速。2021年以来，国家能源局先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，2024年政府工作报告中提出“发展新型储能”，首次将新型储能写入政府工作报告。
在此背景下，我国新型储能装机规模实现了飞跃式发展。数据显示，截至2023年底，全国新型储能装机规模达3139万千瓦，较2022年底增长超过260%，相当于1.4个三峡水电站的装机容量，可以满足2000万户居民的用电需求。其中电源侧、电网侧储能装机规模占比超过90%，目前全国新型储能装机已十倍于“十三五”末规模。
今年，国内各地纷纷加大储能项目建设力度。今年年初，国家能源局以公告形式正式发布56个新型储能试点示范项目名单。广东储能项目的备案数量同比增长超5倍；江苏将有400万千瓦新型储能并入国家电网。据中关村储能技术联盟预计，2024年国内新型储能新增装机30-41GW，2030年国内新型储能累计装机规模将达221GW-314GW。
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储能市场仍面临着长时储能技术不足和利用率不高的痛点
储能最终需要通过参与电力市场和电网调度来实现自身的盈利。但目前，多数地区采用新能源配建储能方式，新型储能布局与系统调节需求不太匹配，部分地区新型储能并网和接入标准尚不健全，导致储能利用率较低；同时，长时储能项目占比较少，储能参与电力市场或接受电网调度的能力有限，导致储能项目整体收益不佳。
根据国家能源局数据，我国部分新型储能利用情况不及预期，特别是新能源侧配置的新型储能，等效日均充放电次数仅为0.3次左右。从储能时长看，全国新型储能项目平均储能时长2.2个小时，储能时长不足2个小时的项目装机占全部装机的12.9%，2个小时至4个小时的项目装机占比74.6%，4个小时以上的项目装机占比仅为12.5%。
储能的盈利模式主要有现货套利、辅助服务、容量电价和容量补偿等，无论哪种模式都对储能可以发挥的时长有所要求。据北极星储能网统计，目前已有24省区发布新能源配储政策。其中多地市储能时长要求在2小时及以上。虽然短时储能可以解决电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，但随着可再生能源装机规模的增长，新能源电力消纳和电网的稳定均需要长时储能的参与。
国家发改委、国家能源局在发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中便提出，推动实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。据全球能源互联网发展合作组织预测，到2050年长时储能储电量将占到全部储能储电量的95%，成为提供能量调节能力的重要手段。
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完善储能参与电力市场相关机制，发挥储能与电价的相互调节作用
近期，居民用电价格将上涨的传闻引起市场极大关注，虽然未来我国仍将致力于保持居民用电的政府定价模式，即对居民用电价格进行补贴。但完善居民阶梯电价制度，逐步放开电力市场峰谷电价差，让电价更好地反映供电成本和市场供需将成为主流。
与此同时，我国西北等多地新能源上网价格不断创下新低，甚至出现负电价的现象。电力市场供需两端的电价差呈现出逐步拉大的趋势。但目前，国内峰谷电价差仍未完全放开，储能在参与电力市场交易方面盈利空间仍十分有限，也不利于新能源电力上网价格稳定和消纳。
今年4月16日，美国加州电池储能首次在晚间高峰时段内成为加州电网最大的单一电力来源，这是全球电力系统的首次。储能的调节电源作用的发挥得益于加州电力市场上显著的峰谷电价差，让储能有了巨大的盈利空间。
储能装机的大规模发展必须建立在市场化的盈利模式基础之上。例如，明确储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。其中，最重要的便是完善的价格机制。
目前，在国内储能时长及电池性能制约下，储能主要通过容量补偿和参与调峰调频等电力辅助服务市场来获取收益，储能作为新型电力系统的核心仍未充分发挥出来。储能应更多参与电力市场交易，发挥储能与电力市场价格的相互调节作用，推动储能市场化盈利和电力市场的价格平稳。
电力市场价格波动空间的放大为储能参与电力市场创造了更多机遇。同时，大规模储能参与电力市场也必将有利于新能源电力的消纳，减小因大规模新能源电力上网而产生的用电峰谷波动，助力缩小新能源电力发电侧和用电侧的价差。
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新京报零碳研究院研究员 任大明
编辑 白华兵 校对 赵琳
