1月5日，国家能源局甘肃能源监管办正式发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》的通知，甘肃省成为全国首个为储能开放调峰容量市场的地区。

1.文件根据电网侧储能的运营模式和发挥作用，将其分为独立储能和独立共享储能，准入门槛均为10MW/20MWh及以上。

独立储能是接入电网侧，具备独立计量和AGC功能，并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施。可按额定容量参与调峰容量市场、调频辅助服务市场；

独立共享储能是指多个新能源场站为满足配建储能功率和充电时间要求，将新能源内部配建储能，采取集中建设方式（含自建、合建、购买），整体接入电网侧的储能设施。独立共享储能与新能源场站协商一致后，可以独立身份参与调频辅助服务市场交易，剩余容量不可参与调峰容量市场。

2.共享储能，在建设备案文件中应当明确其与相关新能源场站的配套关系。配建储能（含共享储能）在运行中提供的有效容量，低于新能源场站储能配建容量要求时，按储能运行管理相关条款对新能源场站执行考核。

3.在火电企业计量出口内建设的储能设施，与火电机组视为整体，参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交易。

4.调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按 300元/（MW·日）执行，采用“单边竞价，边际出清，分档结算”模式。

5.调频辅助服务市场交易，采用日前报价、日内出清模式，各市场主体以 AGC 发电单元为单位，可以在电力运营机构平台申报未来一周每日96 点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为 12 元/兆瓦，申报价格的最小单位是 0.1 元/兆瓦。调频市场 AGC 综合性能指标系数上限暂定为 1.5。

6.需求响应补偿价格：约定削峰响应价格上下限为 0-1000 元/MW·h；约定填谷响应价格 上下限为 0-500 元/MW·h。应急削峰响应价格上下限为0-1500 元 /MW·h；应急填谷响应价格上下限为0-750 元/MW·h。

储能调峰初步具备经济性

参考陕西和宁夏调峰市场运行情况，调峰费用已占电费一定比例。根据西北能监局数据，2021 年全年陕西省内调峰电量 13.23 亿 kWh，调 峰补偿 5.19 亿元，调峰均价为 0.39 元/kWh；宁夏省内调峰电量 8.83 亿 kWh，调峰补偿 5.32 亿元，调峰均价为 0.60 元/kWh。2021 年两省发电量分别为 2615 和 2007 亿 kWh，按燃煤 标杆电价陕西 0.3545 元/kWh、宁夏 0.2595 元/kWh 计算，调峰费用分 别占两省上网电费的 0.56%和 1.02%。随着新能源并网比例的提升， 调峰电量和费用规模有望进一步增长。

从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早 期主要对辅助服务进行固定补偿， 2015 年至今开启对辅助服务市场化 的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电 量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后 一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日， 服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。

目前各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达 0.792 元/kWh。国 网区域主要采取市场化补偿模式，收益不确定性较强；南网区域采用固 定补偿模式。大多数地区都对储能设臵准入门槛，小规模储能可采用聚 合形式参与市场。目前政策下，针对储能固定补偿较高的地区为广东 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），执行市场化模式报价上限 较高的地区为福建（1 元/kWh）、宁夏（0.6 元/kWh）、华北区域（0.6 元/kWh）等。

我们对储能参与调峰收益进行测算，主要假设如下： （1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为 1.80 元/Wh，其中 电芯价格为 0.80 元/Wh，按 10 年折旧；储能系统其他设备、其他电气 设备和土建 1 元/Wh，按 20 年折旧； （2）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数 5000 次，EOL 为 80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系 统充放电深度为 93%、能量转换效率为 88%； （3）假设调峰补偿为 0.7 元/kWh，每年调用 500 次； （4）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均 0.37 元/kWh 结算；（5）运维费用参考风电运维招标价格，为每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得税“三免三减半”政策。

电化学储能调峰初步具备经济性。在年调用 500 次、补偿标准 0.7 元 /kWh、电池寿命 5000 次的假设下，储能项目 IRR 为 9.16%，具备一 定经济性。根据敏感性分析结果，调峰价格在 0.7 元/kWh 以上时收益率情况较好。我们对储能项目 IRR 和项目造价、调峰价格之间的关系进行敏感性分 析，当调峰价格达到 0.7 元/kWh 以上时，项目造价在 1.5-1.9 元/Wh 的 项目均可取得 8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰价格 在 0.5 元/kWh 以下的项目相对经济性不佳。随着电化学储能技术发展， 电池寿命提升、系统造价下降，储能收益率有望进一步提高。

储能电站建设加速，电化学储能受青睐

近年来，双碳目标下新能源装机维持高增速，随着国内加快发展风光电等新能源电力，加之整个电力系统对灵活性调节资源的需求愈发迫切，其相配套的储能电站建设也持续火热。目前，抽水蓄能、锂电、钠电、液流电池、压缩空气等储能技术“百花齐放”，各个方向的相关项目也并列推进中。其中，以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展，且未来增长空间巨大。

从数据上看，据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会此前发布的《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年，中国新增储能项目个数146个，其中，抽水蓄能项目个数5个，电化学储能项目个数131个，在电化学储能项目中，锂离子电池储能项目120个。就全球来看，2021年全球电化学储能项目功率装机增长达到6847.4MW，首次突破6GW。

国海证券此前研报指出，结合当前应用场景看，电化学储能主要起到调峰、调频作用，预测2025年电化学储能容量需求区间为111GWh~141GWh，2030年电化学储能容量需求区间为686GWh~731GWh。随着风电、光伏装机量占比不断提高，电网调峰、调频需求日益凸显，电化学储能作为填补调峰、调频缺口的重要技术，将开启十年黄金赛道。

消防市场增量空间巨大

从市场竞争格局来看，我国消防行业集中度极低。我国消防行业起步较晚，在经 历了定点生产和备案/许可制阶段后，于 2001 年起进入市场化发展阶段。但由于过去 准入门槛较低，导致行业形成了“区域性小公司”为主的生态，市场集中度较低。具 体来看，青鸟消防、威海广泰和天广中茂三家企业市占率分别为 2.2%、0.95%和 0.39%， CR3 仅 3.54%，与欧美成熟市场对比差距极大，龙头企业市占率有较大提升空间。

消防市场有望高速增长。储能消防市场规模=新增储能装机容量*储能系统成本* 消防成本占比。随原材料价格逐步回落与锂电池储能技术逐步提升，电化学储能系统 成本将逐年降低，根据 BNEF 测算，2025 年有望降至 1.4 元/Wh 左右。根据青鸟消防公告，目前消防占储能系统成本约 3%，随着风光电高比例接入电网，储能利用率将 快速提升，进而带来更旺盛的消防需求，相应消防成本占比逐年提升。储能消防目前 单站价值量较低，行业未形成统一标准。预计随《电化学储能电站安全规程》正式稿 的出台，将有效带动行业规范发展，提升储能消防产品质量与数量，行业有望迎来供 需两端同步改善。

文章来源： 未来智库，金融界，储能头条