大力发展新型储能产业是构建现代能源体系、推动能源行业高质量发展不可或缺的关键要素。

 

一是新型储能是促进新能源高效消纳利用的重要支撑。风电、光伏等新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点，明显增加电网运行控制的难度和安全稳定运行的风险。随着我国新能源发电占比的提升，如果没有相应规模的新型储能来进行灵活性调节支撑，将导致新能源利用率大幅下降。通过配建新型储能，很大程度上可以平滑新能源发电输出、解决不稳定问题，从而提高电能质量，实现对新能源的高效消纳和利用。

 

二是新型储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。电力“即发即用、无法存储”的特性，要求电力系统运行必须时刻保持生产供应与消费的动态平衡，且往往需要根据尖峰负荷用电需求增加电力投资，在电源和电网建设增加高昂成本的同时，也浪费了很多富余供电能力，导致电力系统“忙闲不均”、整体运行效率偏低。新型储能技术的应用贯穿于电力系统发输配用各个环节，通过“谷期充电、峰期放电”能够实现电力系统“峰谷调节、跨期平衡”，缓解峰荷用电压力，降低电力系统不必要投资，显著提高发电装机容量利用效率和电网运行效率。

 

三是新型储能是催生能源产业新业态、新模式的关键技术。新型储能技术与数字技术深度融合，将成为电、热、冷、气等多能源系统耦合转换的枢纽，促进能源生产消费、开放共享和多能协同，有力支撑能源互联网构建，促进能源产业新业态、新模式发展。新型储能还是电动汽车、5G基站、大数据中心、物联网、移动互联网等方面的重要基础设施，依托大数据、人工智能、区块链等技术，通过储能与交通、建筑、智慧城市等领域互联互通，不断催生新的应用场景和商业模式。

 

新型储能商业应用场景越来越广泛，初步具备盈利模式

 

当前，我国新型储能的应用场景极为广泛，根据在电力系统中的位置不同，新型储能分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能。其中，电网侧储能又可细分为两类：电网侧替代性储能和电网侧独立储能。储能参与电网调节模式主要有两种，联合式（联合发电侧、用电侧参与电网调节）、独立式（独立并网，接受调度指令参与电网调节）。部分新型储能已经进入商业化，初步形成了减少弃风弃光增加电费收入、参与调峰调频获得辅助服务补偿、开展削峰填谷获取价差等盈利模式，部分地区在合同能源管理、共享储能等市场化运营模式方面取得突破。

 

一是电源侧配置储能。在火电厂内加装兆瓦级储能，利用储能的快速调节性改善火电的调频性能，从而获得更高调频辅助服务补偿，最后实现储能和火电厂增加收益分成模式。目前，广东调频市场的储能投资约3~5年获得回本。2020年以来，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等20多个省、区纷纷出台相关政策，要求风电、光伏等新能源场站配置不低于10%的储能，主要有两大作用，一是缓解新能源出力随机性和不合理的弃风、弃光，解决新能源消纳问题，二是快速响应调频、调压需求，使新能源从适应电网走向支撑电网。目前由于增加的投资成本难以弥补收益，新能源企业投资积极性普遍不高。

 

二是电网侧配置储能。主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调频、无功支持等服务。根据2019年修订印发的新版本《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）和《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号），电储能设施费用不得计入电网企业输配电成本，电网侧储能不具备盈利性。2021年7月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），要求建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，这对于把储能成本纳入输配电价留下了一定空间。

 

三是用户侧配置储能。通过储能削峰填谷，用户将电价较高时段的电力需求转移到电价较低时段，可以显著降低用电成本。根据国外电力市场实践及有关经验，峰谷套利是用户侧储能的重要收益来源，盈利能力受用户侧峰谷电价差影响较大。2021年7月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），随着峰谷价差的进一步拉大，未来用户侧储能的经济性将持续提升。

 

今年以来，国家加快构建以新能源为主体的新型电力系统，新型储能产业迎来跨越式发展机遇，国家密集出台了一系列重大利好政策，为国内新型储能市场的发展打开了更大的商业化应用空间，并有望催生更多相关应用的盈利模式。6月，国家能源局印发我国第一个新型储能管理规范《新型储能项目管理规范（暂行）》（征求意见稿），从规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等方面提出了相关要求。7月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），提出了“十四五”新型储能发展的指导思想、基本原则和发展目标。到2025年，将实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，将实现新型储能全面市场化发展。8月，国家发改委、国家能源局印发《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》（发改运行〔2021〕1138号），相对于《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出的原则性目标和路径，对于解决电网调峰能力问题提出了更多实质性内容。

 

市场机制有待完善、投资回报机制有待清晰是制约新型储能规模化发展的主要因素

 

从国外电力市场实践经验看，通过现货市场价差套利、提供调频辅助服务等市场机制获益，是新型储能可持续健康发展的长效保障。比如，美国电力市场中，新型储能主要通过提供调频辅助服务获得收益。2012年11月，美国联邦能源管委会（PJM）将调频资源分为响应较慢调频资源（RegA）和快速响应调频资源（RegD）。前者对应传统调频资源，能够持续较长时间维持出力，但调节速率较慢。后者对应新的市场主体，比如储能、可控负荷等，能够快速响应、精准调节功率。在该项政策刺激下，PJM涌现了大量具有绝对优势的储能调频项目。澳大利亚电力市场中，没有成熟的容量补偿体系，新型储能主要通过尖峰时段稀缺高电价获得收益。英国电力市场新型储能主要通过容量市场机制和辅助服务市场机制（比如增强快速调频，Enhanced Frequency Response）获得收益，也可通过在平衡市场提供上下调节量以及价格尖峰时段发电获得收益。当前，我国电力市场建设尚处于初级阶段，新型储能在电力市场中的身份定位、投资回报机制尚不清晰，影响了企业投资建设的积极性，制约了新型储能产业的大规模发展和应用。

 

新型储能市场主体地位不明确，参与电力市场缺乏顶层设计。从国外经验来看，全球主要储能应用国家普遍出台政策文件，完善电力市场运营规则，逐步降低储能参与电力市场门槛，为储能参与电力市场提供支持和保障。2018年2月，PJM发布841法案（Final Rule on Electric Storage Resource Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organisations,or RTOs,and Independent System Operators,or ISOs），要求RTOs和ISOs建立相关的批发电力市场模式、市场规则，包括储能技术参数、参与市场的规模要求以及资格等，以便储能可以参与RTOs和ISOs运营的所有电力市场。英国通过双边市场、平衡市场、辅助服务市场和容量市场等一系列市场化机制，保障储能投资回报，中小型储能甚至可以以聚合商为媒介参与市场。目前，新型储能在我国电力市场中仍属于新兴事物，顶层规划和设计还不到位，对于储能参与电力市场交易的独立身份，在很多地方还只是原则性规定，具体的价格、调度、结算等规定都不够清晰，一定程度上影响储能设施的运行效能和投资回报收益。

 

新型储能商业模式尚不清晰，缺乏可持续发展的动力。在发电侧，相比国外储能设施主要以独立身份参与电力市场，我国储能设施大多与发电机组联合，独立运营机制尚未完全理顺；部分地区将配套储能作为新建风电、光伏发电项目的前置条件，但存在“重建设轻调度”“重容量轻电量”等问题。此外，电源侧储能参与辅助服务市场，部分地区已出台的政策可操作性不强，落地执行难度较大，投资收益无法保障，发电企业投资动力不足。在电网侧，第二轮输配电价核价时未纳入电网有效资产，投资成本无法疏导，电网企业投资积极性不高。此外，电网侧储能缺乏科学有效的监管和规划，难以判断项目替代输配电投资或延缓输配电网升级改造的效果，无法保障投资合理性。在用户侧，目前盈利模式过于单一，主要通过峰谷价差获得收益，但峰谷价差调节机制尚不完善、作用发挥不够，特别是随着近年来用户侧电价持续下降，进一步降低了投资回报，造成用户侧储能投资积极性下降。

 

加快电力市场建设，为新型储能产业规模化发展提供长效保障机制

 

“十四五”期间，随着我国电力体制改革的不断深化和电力现货市场的不断成熟、新能源实现大规模并网、分布式能源体系逐步完善、电动汽车快速普及等，都将持续推动新型储能市场规模稳步攀升。从长远看，新型储能只有在开放、规范、完善的电力市场中才可能建立可持续的盈利模式，亟须加快电力体制改革，完善价格和利益补偿机制，优化市场化发展路径，为储能应用实现多重价值，提供高品质服务创造平台。

 

开展新型储能参与电力市场的框架设计。一方面，我国正在推动构建全国统一电力市场体系，开展顶层设计方案的重大问题研究、架构制定时，应切实加强前瞻性思考、全局性谋划，将新型储能作为框架体系重要内容予以考虑，为储能提供公平的市场参与环境，体现其合理价值。另一方面，部分欧美国家已有的市场机制也面临着储能的不适配性问题，其应对措施和解决方案对于“双碳”背景下我国统一电力市场体系建设具有一定的借鉴意义。我国在电能量市场、容量市场和辅助服务市场建设过程中应吸取这些经验教训，更好地设计新型储能参与电力市场的发展框架。

 

推动新型储能作为独立主体参与市场交易。尽快明确新型储能定位，并使其具备独立的市场身份，推动储能参与各类电力市场，是目前产业发展需要解决的首要难题。当前，要明确新型储能电站备案、并网管理流程和技术规范要求。研究制定新型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位和运行方式。在电力现货市场建设试点地区，要尽快修订市场规则，允许新型储能作为市场主体注册。完善现货市场及辅助服务市场交易系统，明确新型储能、虚拟电厂、负荷集成商等需申报的物理和运行技术参数。允许新型储能通过赚取现货市场不同时段价差等方式获得收益，同时加快建设调频、备用辅助服务市场，因地制宜建立和完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。

 

完善新型储能产业发展的成本疏导和投资回报机制。对发电侧储能，完善“电源+储能”发展模式，建立科学有效的辅助服务计价方法，探索通过多种电力市场交易机制回收成本。特别是在现货市场试点地区推动“新能源场站+储能”发展模式成为标配，建立完善的市场交易机制和价格补偿机制。对电网侧替代性储能，履行必要的审核程序，经政府主管部门批准后，将输变电设备替代的储能设施纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。探索建立投资监管指标，对成本纳入输配电价的电网侧替代性储能实施奖惩监管。对电网侧独立储能，在尚不具备完全通过市场形成价格的情况下，研究制定“容量+电量”两部制电价政策，稳定补偿建设成本、灵活补偿运营成本。待条件逐步成熟后，推动储能电站参与竞争性电力市场。对用户侧储能，作为促进新型储能发展的重点方向，充分发挥价格引导作用，实现投资获取合理回报。在现货市场试点地区，完善电力现货市场价格机制，拉大现货市场上下限价格，引导市场价格向用户侧传导。在未开展现货市场建设地区，根据电力供需实际情况适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造电价获益空间。研究通过市场价格信号引导、激励用户主动参与电力系统需求响应，在改善系统负荷特性的同时，增加用户侧储能的盈利渠道。

 

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2021年10期，作者供职于中国南方电网有限责任公司改革发展研究中心。