中国储能网讯：伴随着我国“双碳”目标的提出，新型储能技术受到广泛关注，国家及各地政府支持性、指导性政策接踵而至，投运和备案公示的储能项目数量高速增长，但积累的问题也逐步显现，除了安全与成本挑战外，重点问题集中在商业模式方面。2022年6月7日，国家发改委和国家能源局公布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），进一步明确了对独立储能和配建储能参与电力市场的支持机制，为新型储能打开了未来发展空间。本文梳理了我国新型储能的市场情况，供读者理清储能的发展脉络。
新型储能发展历程回顾
随着能源革命与“双碳”目标的推进，风电、光伏快速发展，新能源的波动性和间歇性使电力系统对灵活性资源的需求进一步增加。由于抽水蓄能建设周期长、火电灵活性改造及需求侧响应的潜力挖掘不充分，而新型储能建设周期短、选址简单灵活，在行业的推动下，新型储能得到了各级政府的大力支持。
2018年前，国内储能发展相对缓慢，2018年到2019年初，国家电网先后在江苏、河南等地投运了百兆瓦级电网侧储能电站，带来了储能发展的第一个高潮。但电网侧储能实际运行收益远不及预期，加之《输配电定价成本监审办法》等文件明确“电储能设备成本费用不得计入输配电定价成本”，电网侧储能在2019年紧急刹车。
在电网侧储能推动受阻的情况下，相关利益方力促新能源企业为储能发展买单。2019年至今，国内主要省份都陆续出台了强配储能政策，配置要求大多为新能源装机规模的10%、连续储放电时长2小时，新疆、内蒙配置要求相对较高，分别达到25%、4小时和15%、4小时。强配政策给储能带来了爆发式的发展，但是，从效果看，远未达到政策目标，“储能晒太阳”“非独立储能结算难”等问题也逐步显现出来，与跃跃欲试的投资热情形成了鲜明的对比。
2021年以来，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等政策确定了储能独立市场主体地位，指明租赁储能容量可视作可再生能源储能配额。新一轮的“共享储能”热由此而发，各地共享储能政策频出，截至目前，全国已有169个共享储能项目通过备案或公示，总装机量超过13GW。
其实“共享储能”并非完全崭新的概念，2017年国家能源局等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，其中提到鼓励共建共享的储能新业态发展。2018年5月国网青海电力首次正式提出“共享储能”，主要源于降低当地新能源电站弃电率的诉求。其商业运营起初主要采用“能力共享”的弃电交易方式，由储能电站与新能源电站签订电费结算协议，在新能源电站限电时，由调度机构将弃风、弃光电量存储在共享储能中，在用电高峰或有接纳空间时释放电能，储能获得售电收入并与新能源电站分享。在青海的弃电率得到缓解之后，为满足储能电站继续生存发展的需要，相关方又提出直接调度方式，经收益反算后给予0.75元/kWh的调峰补偿（现已降为0.5元/kWh）。近些年来，青海的共享储能又相继做出了很多探索，使储能获得较高的利用率和收益水平，但理性来看，其成功背后离不开多方的大力推动和支持，示范意义可能更多。
目前在多个地区推动的共享储能并非“能力共享”模式，而主要是金融性的“容量租赁”模式，即由新能源场站支付给储能电站一定的容量租赁费用（签订年度或多年协议）而换取建设指标，在未改变配置比例的情况下“变投为租”，储能电站独立运营，新能源电站不具有储能使用权，不参与储能电站的任何收益分享。
共享储能的收益来源
共享储能单体规模大，对电网调度响应能力强，以目前主要推广的“容量租赁”型储能为例，其收益来源主要包括新能源电站支付的容量租赁费用、辅助服务市场收益、电力现货市场收益（峰谷套利）、容量电价补偿四种，由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，在大多数情况下储能只能同时获得其中一到两种收益。
（一）储能容量租赁
目前国内租赁费用在250—350元/kW·年（如山东、陕西、湖南等地）之间，约占储能预期年收益的1/3左右。费用由储能电站与新能源电站基于项目收益需求反算后共同协商，签订长期租赁协议。这一模式仅满足新能源开发企业“换指标”的需求，而在实际操作中，建立一个真正的租赁市场比较困难，通常处于“有价无市”状态，只能在发电集团内部消化。
2022年4月，《河南省“十四五”新型储能发展实施方案（征求意见稿）》发布，要求市场化并网新能源项目按照不低于功率15%的挂钩比例（时长4小时及以上）配建或购买储能规模，并建议租赁费用标准为260元/kWh·年，新能源企业和储能项目企业签订10年以上长期租赁协议或合同，集中共享式储能项目企业通过租赁费用回收建设成本并获得合理收益。如按260元/kWh·年计算，租赁储能电站将高于新能源场站自己投资储能的成本，目前该征求意见稿争议较大，落地存在一定的困难。
（二）提供辅助服务
储能电站目前主要参与调峰、调频等辅助服务，为电网安全稳定运行提供一定的支撑。
1. 调峰：储能参与调峰的收益主要来自于调峰补偿，为应对大规模储能进入市场的需求，各地政府纷纷出台或调整补偿政策标准，如新疆对充电电量的补偿标准为0.55元/kW；东北采用市场报价方式，范围在0.4元—1元/kWh之间。根据笔者测算，储能（锂电）的度电成本约0.6—0.8元/kWh，大约是抽水蓄能的3—4倍，参考各地的调峰补偿政策，储能调峰的经济性还有待储能成本进一步下降后才能逐步显现。而且，由于补偿标准经常修改，储能能否从调峰服务中获取持续稳定的收入也存在不确定性。
2. 调频：在调频领域，新型储能（如飞轮储能、锂电等）相对于传统电源（火电、水电等）具有快速、精准的优势。由于目前我国的电力辅助市场尚不完善，各地对于调频补偿的政策略有差别（多数针对二次调频），福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃等省均出台了调频补偿细则。根据测算，主要的经济指标储能调频里程成本约6.34—9.08元/MW，调频市场的竞价范围一般为0—12元/MW，具备一定的获利空间。
但是用于调频的储能电池长期处于浅充浅放状态，折合满充满放可达一年3000次（锂电全寿命周期循环次数当前大约6000—8000次），对其运行安全和装置寿命的影响尚无公认且精确的量化方法。调频也存在着市场空间有限的问题，随着储能规模的增加，储能获利困难也将随之增加。以广东调频市场规则中的k1值（调节速率=本机组实测调节速率/控制区域内所有机组平均调节速率）为例，当前锂电储能相对其他调频方式存在的明显优势，将随着新型储能和其他灵活性资源的大规模进入而逐渐稀释。
（三）参与电力现货市场（峰谷套利）
2022年3月，山东省在国内率先推动四家独立储能电站参与现货交易，根据山东电力交易中心公布的电力市场运行情况，目前山东日前现货交易价格的峰谷差约为0.5—0.6元/kWh。若按照每天两充两放来测算，在峰谷差超过0.7元/kWh时，储能才能够覆盖自身成本，显然仅参与电力现货市场是不能盈利的。
《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）明确了储能电站充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。在此之前，储能电站视同电力用户，应付的电价中包含能量电价、输配电价、容量电价、政府基金及附加、相应税费等，再考虑充放电效率等因素，实际度电收益在0.2—0.25元/kWh（以山东220kV大工业电价两部制电价为标准，输配电价为0.1169元/kWh，政府基金及附加为0.02716875元/kWh，容量补偿电价0.0991元/kWh）。新政将使参与现货市场的储能电站增加收益0.1—0.2元/千瓦时。
（四）容量电价补偿
《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）给出了新型储能独立参与市场的政策鼓励方向，但各地的落实情况还有待观察，在当前经济形势下，给予储能容量电价可能造成终端电价的上涨，绝大部分地区不具备条件；各地火电深调和需求侧潜力等还未充分挖掘，要不要在当下就给予储能较多的市场蛋糕也值得探讨。
部分经济较发达的区域已在探索储能电站的容量电价机制。2022年2月，山东印发《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》，修订电力现货市场交易规则，新增独立储能设施可按照有效充放电容量按月获取容量补偿的规定。2022年3月，山东发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，明确参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税），有效期至2026年12月31日。
根据山东省电力调控中心的对外报告，2022年3月，四家储能电站容量补偿总费用为1348万元（均为100MW/200MWh），保守测算每年补偿费用约300元/kW，收益相对可观；但随着市场主体的增多，存在下降趋势，2022年6月，山东发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，对储能的可用容量计算方式进行了调整，能够获得的容量补偿将大幅减少；此外，本项政策有效期只有五年，对于寿命通常为10年的储能电站，其运行中后期能否获取补偿是未知数。
算例：
不同地区，储能的相关市场政策不一，山东独立储能可获得的收益渠道相对较多，以一座220kV并网的100MW/200MWh锂电池储能电站为例（调峰辅助服务市场取消，改为靠现货价格信号引导调峰；提供调频服务的独立储能设施不再参与电能量市场出清），总投资4.3亿元，考虑贷款、运维费用、折旧等，年均支出约为5300万元，储能可获得三类收益：
1. 参与电力现货市场，假设平均充电价格为0.1元/kWh，平均放电价格为0.6元/kWh，每年充放300次，系统效率按90%计算，每年可获取收益约1959万元。
［0.6*0.9-0.1-0.0991-（0.1169+0.0271）*（1-0.9）］*20*300=1959万元
2. 租赁费用，按照300元/kW·年计算，假设能够全部对外租赁，每年租赁费用收益为3000万元；
3. 容量补偿费用，按照300元/kW·年计算，每年获得收益为3000万元。
按照最理想的情况，如果以上3种收益都能获得且不变，全年累计获得收益约为7959万元，则储能电站是可以盈利的，但在当下的实际情况相差很大。
储能的竞品与市场空间
为了保持电力供需动态平衡，电力系统需要有各类灵活性资源作为支撑以应对电源、电网及负荷不确定性的能力。储能本质上是一种灵活性资源，其他灵活性资源包括源侧的煤电、气电、水电、电网侧的灵活输电、互联互济及用户侧的需求侧响应、电动汽车等。
从当前技术成本看，火电灵活性改造的调节成本约0.11—0.23元/kWh（深度调峰成本更高），抽水蓄能约0.2—0.3元/kWh，磷酸铁锂储能（新型储能中度电价格最低的技术形式）成本约0.6—0.8元/kWh。从当前技术成本看，火电灵活性改造仍是最优方式，其次为抽水蓄能，新型储能成本还须进一步下降才有竞争力。
从应用空间看，在双碳要求下，火电增量严控，存量预计在2035年大量退役，在火电逐步退役的情况下，火电灵活性改造空间将逐渐缩小；抽水蓄能受建设时序和地点限制明显，可新增开发空间有限。在2035年前，仍应继续挖掘火电灵活性改造和抽水蓄能的潜力，同时关注新型储能成本下降趋势，找到新型储能与抽水蓄能的成本交叉点。由于上游原材料紧缺，磷酸铁锂等新型储能技术成本下降缓慢，但技术提升空间较大，我们预计在2035年前，磷酸铁锂电池循环寿命将达到20000次以上，彼时新型储能成本将有望与抽水蓄能拉平。
除了源侧、用户侧等灵活性资源外，发挥电网互联互济的潜力也不容小觑。根据全球能源互联网发展合作组织、清华大学在《计及灵活性基于时序的“十四五”储能需求分析》的分析，如充分发挥区间联络线的灵活调节能力，全国并不需要配置储能，弃风弃光率分别为6.8%和5.5%，全国用电成本为0.312元/kWh，如将弃风弃光率控制在5%以内，全国需加装储能2830万千瓦，综合度电成本将提高0.004元/kWh。由此可见，充分发挥电网互联互济的调节能力，将大幅减少储能的配置需求，降低全国用电成本，在不强行要求各地5%的限电率目标下，一定程度的弃风、弃光也是降低系统用电成本的合理选择。
综合来看，未来5—10年，储能的应用更像是在更高性价比的灵活性资源不能得到充分挖掘和建设下的过渡性选择。在投资成本相对较高、缺少政策性补贴和市场机制不完善的情况下，其是否能够获得较好收益不言自明。
对储能未来发展的思考
目前大多数新型储能项目收益主要依赖调峰补偿，盈利空间有限，且辅助服务尚未完全脱离发电企业间的“零和博弈”，商业运营模式不完善是当下的焦点。只有让储能回归商品属性，让市场决定储能的合理优化配置，才能解决当前单纯由新能源背负成本、缺乏合理价格疏导机制的现状；也只有广泛参与电力市场让储能获得多场景的叠加效益，新型储能的多时间尺度灵活性才能深刻得以展现，多元化价值才会充分体现。
但即使有了完善的市场机制，也并不意味着储能就“高枕无忧”，随着各地现货市场的落地，相应的辅助服务市场机制也将配套建立，当前基于峰谷电价的套利模式和基于限价博弈的辅助服务竞价策略将发生根本的变化，转为根据现货价格预测峰谷价格波动实现套利，以及基于机会成本决策在何时以什么容量比例来参与电能量市场和各类辅助服务市场。从业者需要对储能业务有更加清醒的认识，即：储能不是一个投资型业务，而是极度依赖运营、通过精确预测与科学决策实现盈利的“竞技型”业务，这与新能源电站投资建设业务有本质的区别。
另外，储能并非锂电一种技术，应改变当前提到储能就是电化学储能，提到电化学储能就是磷酸铁锂电池的认知。单一的储能技术很难在技术性和经济性上适应所有的应用需求，将性能互补性强的两种或以上储能技术混合使用，才能取得更好的应用效果。未来，只有那些能够深刻理解各种储能技术特性，科学规划和利用混合储能技术，并且深挖市场规则，将储能参与多类市场的运行控制技术和投标策略优化技术充分结合起来的技术型储能投资运营企业，才能在市场中不断获利，谋得发展机会。
