在碳达峰碳中和背景下，储能行业站上风口，多地发文支持储能参与电力市场。近日，广东省能源局发布的《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》明确，独立储能可作为独立主体参与电力市场交易；福建省能监办发布的《福建电力市场运营基本规则（试行）》规定，包括储能企业、负荷集合商、可调节负荷等在内的新兴市场主体，都可参与福建电力市场。

在受访的业内专家看来，储能是新型生产力，我国电力现货和辅助服务市场机制的逐步健全，为储能参与市场提供了更丰富的想象空间。不容忽视的是，目前储能还缺乏成熟的参与现货市场的模型与机制，其多重价值有待被挖掘。

现货市场中有盈利天花板

“截至2023年1月底，已有16个省份发布新型储能规划；截至今年2月底，共19个省份的能源主管部门出台了新能源配套储能建设文件。相比之下，储能经营方面的相关政策则较少，储能的政策和发展将来主要依靠电力市场。”一位不便具名的电网调度专家在近日召开的“第十一届储能国际峰会暨展览会”上介绍，目前储能参与电力市场的形式主要是电力现货、电力辅助服务、容量市场、爬坡市场等。

在业内人士看来，储能参与电力现货市场，通过电价峰谷差获利的模式存在天花板。按照去年全国最大日负荷局限，最高负荷是11亿千瓦，最低负荷是8亿千瓦，峰谷差只有3亿千瓦，假如其中的1.5亿千瓦用储能填满，填满后没有峰谷差了，企业就赚不到钱了。

在甘肃电力调控中心副主任杨春祥看来，电力现货市场价差会影响储能调节价值的体现。部分省份在现货市场初期，对现货市场上限价格管控较严。这虽然有利于保障市场平稳运行，但如果价格上限明显偏低，就无法很好地激励调节资源，尤其是储能的投资和发展。

“未来，储能在电网中的应用会越来越多，峰谷价差一定会降下来。”远景集团高级副总裁田庆军对记者表示，现在各省在电力市场中对储能的收益模型设计差别很大。山西省规定，新能源电站侧的储能达2万千瓦及以上才可以被调度，且目前暂未出现电站侧储能转为独立储能参与电力现货市场交易的案例。山东省明确，新型储能示范项目和3万千瓦以上新能源项目配建的储能电站，可申请转为独立储能，参与电力现货市场、赚取峰谷价差，同时可外加容量补偿和租赁收益，总体来看，这一模式下企业可略有盈利。

参与辅助服务市场“钱景”广阔

受访的业内人士一致认为，相比参与电力现货而言，储能参与电力辅助服务盈利前景稍好。2015年以前，我国辅助服务总费用占总电费的比例不到1.5%，近两年，随着电力辅助服务市场的不断发展，这一比例已升至2.5%，随着新能源的快速发展，电力辅助服务费用的占比还会继续上升。

按照2025 年、2030年全社会用电量预计达到9.5万亿千瓦时、11万亿千瓦时测算，假设全国平均销售电价0.6元/千瓦，辅助服务费占全社会用电费用的3%，2025年、2030年辅助服务市场规模将分别达到1710亿元、1980亿元。

记者采访了解到，去年已经有11个省份的新型储能电站参与调峰辅助服务市场，装机规模达112.3万千瓦，交易电量1.7亿千瓦时，平均出清价0.42元/千瓦时。其中，甘肃、福建的新型储能电站参与了调频辅助服务市场。

田庆军对记者表示：“电力辅助服务品种众多，我国主要是调峰、调频两种，国外的调频则更为精细。国外成熟的电力市场中，储能60%-70%的收益来自于辅助服务费用。而我国目前超半数的储能投资收益来自峰谷价差。未来，我国储能通过参与电力辅助服务盈利的比重将越来越高。”

多位业内人士认为，国外电力现货市场较为成熟，调峰服务被纳入电力现货市场而非辅助服务市场。随着我国电力现货市场的不断完善，未来辅助服务市场有望取消调峰产品。

关键在于明确定位

无论是参与电力现货，还是调峰、调频辅助服务，储能企业基本上都是微利。业内人士认为，储能产业仍以政策驱动为主，其参与市场的关键在于明确定位。虽然目前已经明确了储能可作为输电资产，但其通过输配电价回收成本的方式有待进一步明确。

“储能作为新型市场主体，充电时具有用户特性，放电时又具有发电特性，而目前各地发电执行的是节点电价，用户执行的是分区电价，储能以何种身份参与市场，是目前亟须研究的问题。”杨春祥表示，电力现货市场价差会影响储能调节价值体现，下一阶段的重点是拉开现货市场的价差，充分发挥有为政府和有效市场的作用。一方面，政府通过价格管控保障用户侧价格相对稳定；另一方面，通过市场的价格信号体现出储能的调节能力，即让调节能力越好的储能，获得的收益越多。

“此外，还要进一步优化完善现货市场和辅助服务市场交易规则，推动储能在电力系统中各场景的应用。另外，储能的容量价值尚未得到发掘，未能很好地考虑调频、能量、备用等市场之间的耦合关系，需要深入探索容量补偿机制。”杨春祥进一步建议。