據CNESA DataLink全球儲能數據庫統計顯示，今年一季度，我國共發布480個電力儲能項目，儲能規模共計103.6GW。在政策鼓勵、電價改革等利好因素刺激下，儲能行業迎來了高速增長期。中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬指出，理想場景下，預計到2027年，中國新型儲能累計規模將達到138.4GW，2023年至2027年復合年均增長率為60.3%。

隨著新能源裝機的不斷增長，儲能發展正“風生水起”。由于全國范圍內峰谷差價不斷加大，工商業儲能開始顯現盈利性。同時，儲能市場也有大量新企業涌入，行業呈現“欣欣向榮”的景象。不過，為支撐新能源大規模發展，新能源與儲能疊加帶來的成本等問題，仍需模式創新和政策破局。

“頑疾”仍存

“建而不用”問題尚待解決

儲能的持續火熱，得益于其在新型電力系統中所起的作用。“構建以新能源為主體的新型電力系統，意味著隨機波動性強的風電和光伏將成為電力系統的主體。”上海正泰電源系統有限公司總經理周承軍表示，“新能源+儲能”的目的是為了充分發揮新型儲能效率高、響應快、建設周期短的優勢，提升新能源的消納能力和電力系統的調節能力。

但不容忽視的是，新能源疊加儲能帶來的成本增加，是長期受到詬病的“頑疾”之一。在周承軍看來，新能源配置儲能，很長時間內儲能部分都是成本項，相當于增加了新能源電站開發商的投資成本。他認為，目前，新能源配置儲能的收益模式問題需要解決，比如“成本主體和獲益主體不一致”的問題和“收益來源單一”的問題。

對此，廈門科華數能科技有限公司常務副總裁崔劍也認為，目前，新能源配儲項目的盈利模式尚未清晰。他表示，從經濟性來看，當前，我國儲能企業已在發電側、輸配側、用戶側開拓多種盈利模式，主要有削峰填谷收益、調峰調頻等電網輔助服務、配套儲能租賃、共享儲能、能源合同管理等模式。

“‘新能源+儲能’替代化石能源成為主體能源，已成為行業共識，但必須解決成本問題。”岳芬強調，新型儲能的單位成本需要降低，至少要和抽水蓄能相當。總體而言，“新能源+儲能”要能夠提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源。同時“新能源+儲能”的發電價格還要不高于化石能源的價格。

據岳芬介紹，近年來，20多個省份發布了鼓勵或強制新能源配置儲能的政策，在新能源迅猛發展和強制配儲政策推動下，2022年新增新能源配儲裝機規模占比達電源側裝機規模的91%，以光儲和風儲應用為主，但新能源配儲存在“建而不用”的問題，造成了成本的增加和資源的浪費。

模式創新

共享儲能引領行業趨勢

近年來，面對“新能源+儲能”帶來的經濟性等問題，行業在模式創新方面做了諸多探索，其中，共享儲能是重要的方向。“一方面，獨立共享儲能具備多種獲利模式并提升儲能利用率；另一方面，可為新能源場站節省配儲成本，在2022年初迎來了快速發展。”崔劍指出，獨立共享儲能作為以新能源為主體的新型電力系統的重要支撐，未來市場增長空間巨大。

在崔劍看來，不同于新能源強制配儲模式，獨立共享儲能具有共享租賃、市場化交易、輔助服務、容量電價補償等多方面的盈利模式。他介紹，寧夏電投寧東基地200MW/400MWh獨立共享儲能示范項目一期于2022年底并網，該項目可有效推動寧夏地區共享儲能市場機制和商業模式的發展，對于新能源富集的西北地區儲能的發展具有標桿作用。

岳芬表示，截至2021年底，中國已投運共享儲能項目累計裝機規模為894MW，而2022年，新增投運共享項目就達到2.27GW。她表示，多重因素決定市場化的共享儲能/獨立儲能是“十四五”期間儲能的主流發展形式。“當前獨立共享儲能受到國家及地方層面政策的大力支持，市場需求強烈，未來隨著電力市場規則逐漸完善，獨立共享儲能將充分體現其商業價值，成為儲能投資者的首選方案。”岳芬說。

除了共享儲能，岳芬還介紹，用戶側儲能聚合參與需求響應（未來成為虛擬電廠），也將成為助力新能源消納的重要方式。在政策的大力推動下，江蘇、廣東等省已經有用戶側儲能項目參與到需求響應的調度中，為新能源消納、電網調峰、緩解限電等作出了貢獻。

對于用戶側儲能，在周承軍看來，在目前峰谷電價差逐漸拉大的趨勢下，自發自用的分布式項目配置儲能可以提高光伏發電自發自用的比例。分布式光伏配建儲能可以結合充電、換電、隔墻售電、合同能源管理等綜合能源業務場景，實現用戶側源網荷儲的一體化發展和風光儲氫、冷熱電等多種能源的協同發展。

協同破局

瞄準盈利模式核心問題

為解決儲能的盈利等問題，除了尋求模式創新外，政策的協同發力也十分重要。岳芬認為，儲能的應用政策應瞄準解決盈利模式等核心問題，基于儲能作為靈活調節資源，可滿足容量充裕度、備用、削峰填谷、新能源消納等多種系統功能需求，允許儲能提供多重服務，也允許其獲得多重收益渠道。

在岳芬看來，未來需要加快推動新能源參與電力現貨市場，建立儲能與新能源聯合參與市場的交易機制，并盡快建立和完善體現儲能綠色價值的政策體系，建立“電-碳-證”市場協同機制，使儲能的綠色價值得到充分體現，推動新能源和儲能協同發展。

從儲能長期健康發展的角度，崔劍建議進一步推進電力市場改革，優化交易機制，促進現貨市場、中長期市場以及輔助服務的各種交易品種的政策明朗化，完善交易場景，拓寬儲能收益渠道。同時，完善鼓勵用戶側儲能發展的價格機制，加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現貨市場相銜接的需求側響應補償機制。

相對于電力現貨市場，周承軍則認為，儲能參與電力現貨市場和電力輔助服務市場的標準需要繼續完善，通過健全的電力現貨市場和電力輔助服務市場，能夠對配置的儲能逐步建立起投資收益模型，在一定程度上提高新能源配置儲能的主動性。新型儲能商業模式要基于“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，成本由受益方共同承擔。

“新能源配置儲能一定要通過合適的市場機制和運行規則來實現其配置儲能的經濟性。”周承軍表示，隨著新能源裝機容量越來越多，對電力系統的安全穩定運行帶來了挑戰，但配置儲能的功率、時長等需要從電力系統整體最優的角度考慮，制定符合新能源運行的相關規則，通過最經濟的手段來滿足電網的要求。

作者：吳 昊 來源：中國發展網 責任編輯：jianping