北极星储能网讯:大力提升电力系统的灵活调节能力，保障不同时间尺度的电力供需平衡和新能源高水平消纳，是加快构建以新能源为主体的新型电力系统的内在需求，更是推动实现2030年碳达峰、2060年碳中和目标的迫切要求。近期国家发改委、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），首次从国家层面提出储能产业发展目标，引起储能行业乃至能源行业的高度关注。

本文来源：微信公众号 中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：张森林

目前，市场主体地位不明确、补偿机制和盈利模式不完善是制约新型储能产业发展的关键问题，亟须进一步完善政策机制，加快电力市场建设，发挥市场引导作用，推动新型储能产业可持续健康发展。

储能产业呈现良好发展势头，

为能源低碳转型和高质量

发展奠定了重要基础

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。