双碳背景下新型储能全面市场化还有多远-

1、 9/9作者：一气贯长空双碳背景下，新型储能全面市场化还有多远? 近日，国家发改委、国家能源局发布了“十四五”新型储能发展实施方案（以下简称“实施方案”）。实施方案提出，为支撑能源领域碳达峰目标如期实现，“十四五”期间新型储能的发展目标到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。早在2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式发布关于加快推动新型储能发展的指导意见（以下简称“指导意见”）就已明确提出过新型储能发展的这一目标。实施方案在指导意见基础上进一步细化“十四五”期间，新型储能发展的侧重点、方向及要求。自20

2、21年下半年开始，地方政府也频繁出台推进储能建设的相关政策。截至2022年2月初，共有浙江、山东、四川、河北、山西等共25个省份在政府工作报告中将储能发展纳入2022年工作重点。在“双碳”背景下，储能、新型储能被频频提起，但大家对它的了解到底有几分呢？储能、新型储能、储能技术储能，简单来说，就像储蓄，在不需要资金的时候，将资金存在银行账户中，当有消费需求的时候，就将资金从账户中取出。电量亦然，可通过储能技术实现存续电量及释放电量。储能除了电力储能外，还包括氢储能等非电力储能。我们今天在这里主要讨论的是电力储能。储能技术主要分为物理储能(如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等)、化学储能(如铅酸电

3、池、氧化还原液流电池、钠硫电池、锂离子电池)和电磁储能(如超导电磁储能、超级电容器储能等)。其中，最成熟也最常见的大规模储能方式是抽水蓄能。抽水储能需要配建上、下游两个水库，在负荷低谷时段，抽水蓄能设备将下游水库的水抽到上游水库保存，在负荷高峰时设备处于发电机工作状态，利用储存在上游水库中的水发电。如2021年刚投产的吉林敦化抽水蓄能电站，总投资78亿元。据介绍，项目全面投产后，每年可促进风、光等清洁能源消纳超过50亿千瓦时，节约标准煤45万吨，减少二氧化碳排放量87万吨。但抽水蓄能受建站选址要求高、建设周期长和动态调节响应速度慢等因素的影响，抽水蓄能技术的大规模推广应用受到一定程度的限制。新

4、型储能，指导意见中提到，抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，可见，在相关规范文件中抽水蓄能与新型储能属于并列的概念或手段。国家能源局在2021年9月出台的新型储能项目管理规范（暂行）（国能发科技规202147号，以下简称“管理规范”）明确了该文件适用于除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。换句话说，除抽水蓄能外以输出电力为主要形式、以电化储能等技术对外提供服务的储能项目，都属于新型储能的范畴。应用场景说起新型储能，大家可能首先能想到的就是电池。实际上储能技术的应用场景很广泛，从整个电力系统出发主要包括电源侧、电网侧、用户侧、及社会化功能性储能设备等等

5、。电源侧简单来说可以理解为发电端，由于风、光能源具有波动性及随机性的特点，较难稳定地输出电力，而储能技术可根据调节这些可再生能源电厂处出力，减少“弃风、弃光”现象，同时还可以调节可再生能源发电的波动，改善电能质量。电网测由于用电常有高峰期及低谷期，储能技术可以削峰填谷、平衡供需，还可以提供调频服务，在一定程度上改进电力调度方式。用户侧对工商业用户而言，可以降低电电费和容量电费，提高分布式可再生能源发电就地消纳比例，同时也可提高供电可靠性。大数据中心、5G基站、公路服务区等终端用户都是未来用户侧储能发展重要应用场景趋势。2020年，国家能源局公示了首批科技创新（储能）试点示范项目，在选择试点示范

6、项目时，考虑了不用的应用场景及领域的差异及特性，从可再生能源发电侧、用户侧、电网侧、配合常规火电参与辅助服务4个主要应用领域选择了8个储能项目。可见，在考虑及发展新型储能时，首先要先区分其具体的应用场景，不同场景的需求、技术要点、投资回报模式也各有所不同。常见商业模式实施方案中确定的新型储能发展目标是“具备大规模商业化应用条件”、“新型储能全面市场化发展”，可见，“商业化”、“市场化”是新型储能发展的趋势及政策支持方向。“商业化”、“市场化”就意味着项目本身具有市场利益驱动相关主体参与，因此，除了政策的导向及支持力度外，最为关键是项目经济性及回报收益，毕竟都是大家都是真金白银的砸钱，不能单纯“

7、靠爱发电”。在各个应用场景下，新型储能常见的商业模式包括：电源侧配储新能源发电配储，据统计，截止2021年底全国已经有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规划性配储比例及时长。可见，电源侧配储是目前正在大力发展的储能技术应用场景。加大力度发展电源侧新型储能也是实施方案的要求。电源侧新型储能的核心用途在于减少弃光、弃风，调峰以及平滑输出。一方面，可以降低弃光率，增加发电量；另一方面，新能源配储容量大于解决弃风弃光所需容量的，剩余容量可以参与市场化的调峰辅助服务（即在电网负荷低时充电，并在高峰放电，缓解电网压力）。在前述情况下，较一般的新能源发电项目，配储可增加发电收入以及获取

8、辅助服务补偿，同时部分地区还有充电补贴。但另一方面，配储也需要增加储能系统成本投入。某市场机构曾于近期对纯光伏发电项目及光伏发电配储项目的经济效益进行过测算对比。对比结果显示，在考虑配储项目增加发电收入及获取调峰辅助补贴、充电补贴的情况下，由于也增加了储能系统成本投入，导致配储项目的IRR（内部收益率）低于纯光伏发电项目。这一结果或许会让市场化的投资人对配储项目投资有点迟疑。电网侧储能电网侧储能多用于电网调频，储能调频的核心用途在于稳定电网、提高电能质量，多数是位于火电厂旁，满足火电厂的调频要求，通过提供调频辅助服务，可取得电网调频辅助补偿。调频市场的市场化交易程度较高，以广东省为例，通过公开

9、竞争的方式确定电网调频指令的中标方，根据中标方参与调频的里程跟容量以及性能指标支付辅助补偿，能提供较高性能指标的企业可取得更高的收益，实现按效付费。电网侧储能还可用于电网调峰，取得电网调峰辅助补偿，但一般来说抽水蓄能储能的调峰容量高于新型储能，专门建设储能电站用于调峰的经济性较差。2021年12月24日，国家能源局发布了新版电力并网运行管理规定及电力辅助服务管理办法，将并网主体由电源侧常规发电资源，扩展到可再生能源及新型储能等多元化资源。不同于过去不少储能项目只能通过电厂参与辅助服务并与电厂分享该部分收益，前述新规定实质明确赋予了新型储能可以独立主体身份并网并提供电力辅助服务，取得电力辅助服务

10、收入。用户侧储能工商业光储一体系统是用户侧储能的一种，本质是微电网布局，在空地或屋顶分布光伏发电设备，将电力供应给微网内的用电负荷及充电桩，并将电力存入储能系统。国家首批储能试点示范项目中的宁德时代储能微网项目采用的就是前述模式，由闽投配售电公司与宁德时代新能源科技股份有限公司作为共同业主，采用合同能源管理模式，实现了分布式“零补贴”、企业“100%自发自用”以及“光储”的一体化。工商业光储一体系统的应用还可减少工商业企业对电网的依赖性，2021年全国21个省级行政区实行限电政策导致部分地区企业被迫休息，未来可以考虑将新型储能可以作为其备用电源，减少其停工停产的损失。常见的用户侧储能还包括独立的削峰填谷储能电站，由于各地方工商业都存在用电峰谷价差，独立储能项目可以在电价谷时充电，电价峰时放电，收取售价收入，以获取价差收益。市场化之路从现有的商业模式来说，目前储能项目的盈利模式还是相对较为单一，除调频辅助服务外，还未形成稳定、合理的收益模式。但不可否认的是，在“双碳”背景下，国家、地方政策纷纷出台