全球儲能數據庫日前不完全統計顯示，今年一季度，我國共發(fā)布480個(gè)電力儲能項目，儲能規模共計103.6GW。在政策鼓勵、電價(jià)改革等利好因素刺激下，儲能行業(yè)迎來(lái)了高速增長(cháng)期。中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書(shū)長(cháng)指出，理想場(chǎng)景下，預計到2027年，中國新型儲能累計規模將達到138.4GW/年，2023-2027年復合年均增長(cháng)率為60.3%。

隨著(zhù)新能源裝機的不斷增長(cháng)，儲能發(fā)展正“風(fēng)生水起”。2023年被諸多業(yè)界人士稱(chēng)為“國內工商業(yè)儲能元年”，由于全國范圍內峰谷差價(jià)不斷加大，工商業(yè)儲能開(kāi)始顯現盈利性，同時(shí)，儲能市場(chǎng)也有大量新企業(yè)涌入，行業(yè)呈現“欣欣向榮”的景象。不過(guò)，為支撐新能源大規模發(fā)展，新能源與儲能疊加帶來(lái)的成本等問(wèn)題，仍需模式創(chuàng )新和政策破局。

“頑疾”仍存 “建而不用”問(wèn)題尚待解決

儲能的持續火熱，得益于其在新型電力系統中的作用。“構建以新能源為主體的新型電力系統，意味著(zhù)隨機波動(dòng)性強的風(fēng)電和光伏將成為電力系統的主體?！?/span>佛山市華葆電源設備有限公司銷(xiāo)售總監龐先生表示，“新能源+ups儲能系統”的目的是為了充分發(fā)揮新型儲能效率高、響應快、建設周期短的優(yōu)勢，提升新能源的消納能力和電力系統的調節能力，確保電力系統的安全穩定運行。

但與此同時(shí)，新能源疊加儲能帶來(lái)的成本增加，則長(cháng)期以來(lái)，“新能源+ups儲能系統”受到詬病的“頑疾”之一。在業(yè)內看來(lái)，新能源配置儲能，很長(cháng)時(shí)間內儲能部分都是成本項，相當于增加了新能源電站開(kāi)發(fā)商的投資成本。目前，新能源配置儲能的收益模式問(wèn)題需要解決，比如“成本主體和獲益主體不一致”的問(wèn)題和“收益來(lái)源單一”的問(wèn)題。

目前，新能源配儲項目的盈利模式尚未清晰。從經(jīng)濟性來(lái)看，當前，我國儲能企業(yè)已在發(fā)電側、輸配側、用戶(hù)側開(kāi)拓多種盈利模式，主要有削峰填谷收益、調峰調頻等電網(wǎng)輔助服務(wù)、配套儲能租賃、共享儲能、能源合同管理等模式，“從當前收益模式漸豐富的市場(chǎng)現狀來(lái)看，未來(lái)單項目多層收益模式待發(fā)展?！?/span>

“新能源+ups儲能系統”替代化石能源成為主體能源，已成為行業(yè)共識，但必須解決成本問(wèn)題。華葆電源銷(xiāo)售總監強調，新型儲能的單位成本需要降低，至少要和抽水蓄能相當。他指出，整體上，新能源加儲能，要能夠提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源，同時(shí)新能源加儲能的發(fā)電價(jià)格還要不高于化石能源的價(jià)格，“要達到這樣的目標，需要從技術(shù)和政策上進(jìn)行持續推動(dòng)?！?/span>

近年來(lái)，國內二十多個(gè)省份發(fā)布了鼓勵或強制新能源配置儲能的政策，配置比例在5%-30%之間，時(shí)長(cháng)大約為1-4小時(shí)。在新能源迅猛發(fā)展和強制配儲政策推動(dòng)下，2022年新增新能源配儲裝機規模占比達電源側裝機規模的91%，以光儲和風(fēng)儲應用為主，占比分別為62%和19%，但新能源配儲存在“建而不用”的問(wèn)題。為此，《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》明確推動(dòng)儲能與新能源協(xié)同發(fā)展，為新能源配置儲能實(shí)現合理化成本疏導指明了方向。

模式創(chuàng )新 共享儲能引領(lǐng)行業(yè)趨勢

近年來(lái)，面對“新能源+ups儲能系統”帶來(lái)的經(jīng)濟性等問(wèn)題，行業(yè)在模式創(chuàng )新方面做了諸多探索，其中，共享儲能是重要的方向?！蔼毩⒐蚕韮δ芤环矫婢邆涠喾N獲利模式并提升儲能利用率，另一方面可為新能源場(chǎng)站節省配儲成本，在2022年初以來(lái)迎來(lái)了快速發(fā)展?！?/span>行業(yè)共識，獨立共享儲能作為以新能源為主體的新型電力系統的重要支撐，未來(lái)市場(chǎng)增長(cháng)空間巨大。

業(yè)內看來(lái)，不同于新能源強制配儲模式，獨立共享儲能具有共享租賃、市場(chǎng)化交易、輔助服務(wù)、容量電價(jià)補償等多方面的盈利模式。據悉：寧夏電投寧東基地200MW/400MWh獨立共享儲能示范項目一期于2022年年底并網(wǎng)，容量100MW/200MWh，是國內首個(gè)液冷儲能的電力電子化應用。該項目采用業(yè)內比較先進(jìn)的液冷儲能系統解決方案，項目可有效推動(dòng)寧夏地區共享儲能市場(chǎng)機制和商業(yè)模式的發(fā)展，對于新能源富集的西北地區儲能的發(fā)展具有標桿作用。

截至2021年底，中國已投運共享儲能項目累計裝機規模為894MW，而2022年一年，新增投運共享項目就達到2.27GW。數據顯示，多重因素決定市場(chǎng)化的共享儲能/獨立儲能是“十四五”期間儲能的主流發(fā)展形式，“當前獨立共享儲能受到國家及地方層面政策的大力支持，市場(chǎng)需求強烈，未來(lái)隨著(zhù)電力市場(chǎng)規則逐漸完善，獨立共享儲能將充分體現其商業(yè)價(jià)值，成為儲能投資者的首選方案?！?/span>

對于用戶(hù)側儲能，在目前峰谷電價(jià)差逐漸拉大的趨勢下，自發(fā)自用的分布式項目配置儲能可以提高光伏發(fā)電自發(fā)自用的比例。業(yè)內認為，分布式光伏配建儲能可以結合充電、換電、隔墻售電、合同能源管理等綜合能源業(yè)務(wù)場(chǎng)景，實(shí)現用戶(hù)側源網(wǎng)荷儲的一體化發(fā)展和風(fēng)光儲氫、冷熱電等多種能源的協(xié)同發(fā)展，實(shí)現區域內能源自給，推動(dòng)分布式能源的綠色低碳、高質(zhì)量發(fā)展。

協(xié)同破局 瞄準盈利模式核心問(wèn)題

為解決儲能的盈利等問(wèn)題，除了尋求模式創(chuàng )新外，政策的協(xié)同發(fā)力也十分重要。業(yè)內普遍認為，儲能的應用政策應瞄準解決盈利模式等核心問(wèn)題，基于儲能作為靈活調節資源，可滿(mǎn)足容量充裕度、備用、削峰填谷、新能源消納等多種系統功能需求，允許儲能提供多重服務(wù)，以允許其獲得多重收益渠道。同時(shí)，要制定完善發(fā)電側儲能參與現貨市場(chǎng)規則，建立快速調頻、轉動(dòng)慣量、爬坡速率等新型輔助服務(wù)交易品種。

從行業(yè)發(fā)展看，未來(lái)需要加快推動(dòng)新能源參與電力現貨市場(chǎng)，建立儲能與新能源聯(lián)合參與市場(chǎng)的交易機制；并盡快建立和完善體現儲能綠色價(jià)值的政策體系，建立“電-碳-證”市場(chǎng)協(xié)同機制，使儲能的綠色價(jià)值得到充分體現，推動(dòng)新能源和儲能協(xié)同發(fā)展。

從儲能長(cháng)期健康發(fā)展的角度，業(yè)內共識進(jìn)一步推進(jìn)電力市場(chǎng)改革，優(yōu)化交易機制，促進(jìn)現貨市場(chǎng)、中長(cháng)期市場(chǎng)以及輔助服務(wù)的各種交易品種的政策明朗化，完善交易場(chǎng)景，拓寬儲能收益渠道。同時(shí)，完善鼓勵用戶(hù)側儲能發(fā)展的價(jià)格機制，加快落實(shí)分時(shí)電價(jià)政策，建立尖峰電價(jià)機制，拉大峰谷價(jià)差，引導電力市場(chǎng)價(jià)格向用戶(hù)側傳導，建立與電力現貨市場(chǎng)相銜接的需求側響應補償機制。

對于電力現貨市場(chǎng)，儲能參與電力現貨市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的標準需要繼續完善，通過(guò)健全的電力現貨市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，能夠對配置的儲能逐步建立起投資收益模型，在一定程度上提高新能源配置儲能的主動(dòng)性。新型儲能商業(yè)模式的核心在于建立良好的電力市場(chǎng)機制，針對“儲能誰(shuí)來(lái)買(mǎi)單”的問(wèn)題，要基于“誰(shuí)提供、誰(shuí)獲利，誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔”的原則，成本由受益方共同承擔。

“新能源配置儲能一定要通過(guò)合適的市場(chǎng)機制和運行規則來(lái)實(shí)現其配置儲能的經(jīng)濟性?！?/span>華葆電源龐總監表示，隨著(zhù)新能源裝機容量越來(lái)越多，對電力系統的安全穩定運行帶來(lái)了挑戰，但配置儲能的功率、時(shí)長(cháng)等需要從電力系統整體最優(yōu)的角度考慮，制定符合新能源運行的相關(guān)規則，通過(guò)最經(jīng)濟的手段來(lái)滿(mǎn)足電網(wǎng)的要求。