中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请中能建湖南院新能源公司总工程师封焯文做《湖南省新型储能发展介绍及未来前景》主题报告。

封焯文：尊敬的各位来宾、尊敬的各位专家，大家上午好，我今天讲的内容跟刚才尹博士讲的有点类似，有重叠的部分，我这里就案例就具体的数字跟大家做具体的探讨。我本来分了五个部分，一个是市场政策概述，第二是上游市场对价格的影响，第三就是现在湖南的电化学储能电站，第四就是现在有哪些已有的商业合作模式，他们存在什么样的问题，最后就是介绍一下湖南省新型储能的发展现状。

这里快速过一下。我们“十三五”期间整个储能是处于示范推广，“十四五”2020新增的储能首次突破G瓦，电网侧储能占了40%，新能源解决它的消纳配套占了三分之一。现在很多省做储能实际上它的内在逻辑是随着“十四五”双碳目标下新能源的装机跟电网的容纳之间的矛盾，基本上现在很多省都已经出台了建议或者强制新能源配套储能的政策或者是方案。

储能三大场景三种模式，不管是发电侧、电网侧还是用户侧三种模式，新能源减少弃电、电力辅助服务和减少用电成本，在我们的观点当中，目前我们解决最主要的新能源的消纳平衡问题，达到“双碳”目标。我们认为集中式的发电侧，就是发电侧的大型储能和电网侧储能功能是高度契合的，按照它的盈利模式可以把发电侧储能和电网侧储能合二为一，剩下是分时分谷套利的用户侧储能。

青海很有意思，我们记住几个数据，一个是保证储能设施利用小时不少于500小时，江苏我记得没错是保证调度300次，大概是600小时，湖南曾经提过要保证调度250次，大概是500小时。从这个数字可以看到，目前储能建设的单位成本实际上是无法达到不拉低新能源项目的投资收益率的目标。换句话说，我的新能源企业来配套储能，这张图可以看到，可能要到储能整个成本降到9毛和1元左右，储能才会给光储项目带来收益率的提升。

刚才也提到了山东，山东这里也有一个有意思的地方，山东新能源场站推荐价格是0.3元，河南是0.4元，湖南目前没有这样一个指导价，但是从国网第一二三批的项目来说，租赁价格从0.26到0.46之间，现在根据新能源风电和光伏可承受能力倒算的话，应该目前上限就是0.46元，所有湖南的政策疏导或者给政府进行建议，我们都是按照0.4元考虑的。这里可以看到，对于山东省目前共享储能的方式实际上也是在拉低新能源场站侧的投资收益率。当然这里有个前提，我们假定新能源消纳比例符合国家的《新能源法》。

刚才也谈到了，江苏省（这里预测的相对乐观一点），通过两充两放，一年按照350次利用率考虑，投资收益率达到7%，峰谷电价的平均要0.57到0.6元，一般采用4小时的储能，现在价格要到1.3元，预计如果4小时的储能系统的价格降到0.1元左右，全国大部分地区峰谷电价差在5毛钱的地区具有一定的引领模式。

这块很有意思，我们从21年12月31号，不管是从金属锂的价格还是储能的主要材料，碳酸锂的价格来看，跟硅料的价格涨势非常近似，光伏的硅量这个周期从60块钱涨到300，碳酸锂18个月也涨了5倍，但是值得我们注意的是，光伏在这个周期当中整体的EPC或者建设价格是增长了大约0.6元，实际上储能在这个周期中同等要求下实际上只涨了0.3元左右，所以这块来说有一些很有意思的现象，也造成了目前大部分新能源光储一体化，光伏和储能都处于一个短期内的相对高价，所产生的市场的观望状态为主的情况。

电化学储能大家都是专家，不说了，分四个部分，在这个环节当中各有各的功能和用处。它的成本电芯占了电池成本80%，电池占到整个系统成本的60%，也就是说电芯占到整个系统成本的不到一半左右。刚才提到上游材料的价格上涨影响更多的是50%左右的部分。

有一些关键指标，我们目前在湖南省做储能电站以调峰为目的，主要的关键指标就是循环寿命容量和充放电转化时间等等，这块具体可以参照电化学储能电站运行指标及评价。现在有很多种商业模式，商业模式是跟应用场景息息相关。第一种商业模式是来自于很久以前工商业分布式光伏的逻辑，但是它跟工商业屋顶光伏的不同点来说，可能之前只有阳光采取这种方式引入了社会租赁方，采取三方合资，三方受益的模式。我们可以看到也是江苏的一个项目，通过峰谷套利，光储一体化以后，收益率可以满足三方的各自的需求。这里可以指出，我们现在很多用户侧储能他们园区诉求很多是电费打折，具体来说这块我们所预测的园区用户的负荷习惯对我们的投资也是影响非常大的。

这里也要提到两个关于光储一体化项目，我们看红色的字，现在在盐湖包括阜阳地区，光储一体化发电成本都在0.53到0.55元之间，这个价格肯定是高于上网电价，但是会低于大工业的用电电价。国家应该是在6、7月份，鼓励光储一体化的直供电，在这块体现了两个问题，第一个问题就是我之前提到的光储目前都处于历史一个高位，实际上在目前的大型光储一体化项目中不具备盈利模式，就是全额上网。但是对于园区的合同能源管理，或者对于现在工信厅牵头的光储一体化的园区直供电是具有一定的投资空间。

最后是共享储能方式。共享储能分很多种，但是这里主要提到的是体现出新能源企业的租赁收益为主的共享储能的方式。之前在青海的海西州在330的变压站旁边，当时还在探讨低充电成本的共享储能方式，但是这个项目最终因为一些政策问题没有落地。

这里重点讲一下湖南省新型储能的情况。

湖南省9月2号出了一个相关政策支撑的文，这里部分内容跟那个文有些区别，请大家原谅。

目前自去年年底湖南省新能源储能的装机磷酸铁锂是18万，9月份全容量并网的项目很少，有在建的项目，所以目前挂网的新型电化学储能在20万体量左右。最开始我们策划是到今年年底完成装机100万，来支撑2022年的湖南省的新能源的装机以及新能源的消纳需求。但是目前来看这个指标很难完成。

湖南省的商业模式这块跟刚才尹硕博士说的类似，我们按6.5%倒推，我们分了综合式储能，这个模式是不再享受峰谷套利，收益分为三个部分，一是风电15%，光伏5%的租金，就是右边的表的第一列。第二，就是调峰收益，现在湖南省没有500个小时的说法。因为湖南省按目前电网的情况来说，一年的需求不到185次，电网公司如果要托底，每年调峰调度250次，这里会造成资源的浪费。第三，政府基金和输配电价不计入储能的充放电价。目前湖南省基本租赁价格是在0.4元，自有资金投资收益率达到6.5%，每年的营收缺口还有1300万元，这也是说为什么9月2号的文，12月31号之前并网的储能容量享受1.5倍的杠杆，明年6月30号之前并网储能租赁容量享受1.3倍的杠杆就源于这里。

第二个是峰谷套利的模式。目前湖南省的定价是尖峰平谷4个电价，所以湖南省两充两放的平均充放电电价差是0.645，一充一放平均电价差是0.845，我们通过分析目前按照4小时的系统，当然湖南省由于尖峰平谷的特殊情况也可能设置3小时的储能系统，按4小时为例，按照目前的价格以及储能系统成本的下降趋势，现在商业模式已经支撑上投资方的商业模式。

湖南省发展储能的内在逻辑，主要的就是湖南省电网的特性，湖南省的峰谷差在全国排名前列。另外湖南省煤的价格，在运距的最远端，天然气的价格比较贵，系统的调峰能力非常欠缺。在2020年和“十三五”期间，火电的起停调峰已经一年超过10次，深度调峰一年超过2千次，火电的平均利用小时很少超过三千小时，火电企业的亏空非常大，尽管如此“十三五”期间气峰率大概是3%，2021年平均峰谷差922万，1609万，峰谷差率是52.91%。我们做了一个预测，今年如果不新增新能源，也不新增储能的话，火电的运行方式灵活性改造，今年的弃电率会达到8.06%，会超过5%，若考虑今年的新增350万千瓦新能源，考虑50万的电化学储能电站，仅考虑储能50万千瓦，则需要把火电的调峰深度提升到58%以上，湖南才能将新能源的弃电率满足国家50%的要求，我们是迫在眉睫，这是最大最小负荷的预测图。

目前湖南的发展规划引导政策的基本依据就是解决电力和电量的供需平衡，以调峰为主，我们在做储能的布置原则，前面几个各省都是一模一样的，可能有点特点就是6、7，还有8，湖南省新能源渗透率超过15%的地区有四个地市，调峰缺口大于20万千瓦的地区，还有断面受限的问题，我们要解决新能源的限电问题，必须要通过储能或者通过其他调峰手段来解决这三个问题。技术参数快速过一下，最后一点时间跟大家共同探讨一下，因为湖南省抽水蓄能的规划是迟于新能源规划和储能规划，目前抽水蓄能已经公布了12个项目，拟装机1620万千瓦，已经开展了具体的工作，湖南省从省里面的战略也提出来，包括政府也更喜欢建设南方抽水蓄能基地的想法。

回头来想，对于像湖南省或者类似对于调峰作为目前主要诉求的发展新型储能，抽水蓄能的热到底对于我们新型储能、电化学储能在短期内会有什么影响，特别在三五年，五到十年内会有什么样的影响？到底我们将来新型储能会影响抽水蓄能还是抽水蓄能会影响我们，或者它们本来就回归他们的物理特性，相互不受影响。

刚才我提到了，新型储能包括今天提到的压缩空气储能，包括液冷储能，包括各种储能，将来如果是多种技术路线并举的话，在不考虑地方政府投资的需求情况下，是否我们最终要回归各种储能的物理特性的本质，对今后的投资也好，研发也好，对于像我这种政府提供技术支持的政策引导也好，是否也要进行一些差异化的发展和研究？

我认为电化学特别是磷酸铁锂储能道路有点曲折，但是前景肯定是光明的。

谢谢大家。