“商品价值的存在以使用价值的存在为前提。”尽管储能产业是能源转型的重要一环，但储能设施如何实现“应用尽用”仍是行业热议的话题。“储能如果不发挥使用价值，向别人要回报是很难的一件事。”3月11日，南方电网公司专家委员会专职委员郑耀东在杭州“第十四届中国国际储能大会暨展览会”发表主旨演讲时表示，使用价值发挥是新型储能发展的唯一出路。
“储能产业的高质量发展，需要深刻把握能源转型的规律，为新型储能从具备价值到实现价格创造条件。”3月27日，中国电力企业联合会主办“2024第二届中国储能大会”，中国电力企业联合会副秘书长兼标准化管理中心主任刘永东在会上表达了类似的观点。
（来源：微信公众号“中国能源观察”作者：杨苗苗）
短时间内，两次储能大会引人关注，储能产业发展在万众期待中面临“爬坡过坎”。
建立保障新型储能盈利的长效机制
新型储能使用价值发挥究竟何如？郑耀东打了个比方，居民用户使用分布式新能源+储能和大电网的关系，好比瓶装矿泉水和自来水的关系。人们生产生活离不开自来水，正如没有大电网就无法实现安全充裕。瓶装水品质好却贵，但旅行时十分合适。
这个比方生动地体现了新型储能的诸多特点。“旅行时十分合适”说明新型储能具有布置灵活性的特点，尤其是电化学储能具有模块化的特点，可以更广泛接入用户侧。“好却贵”说明储能的使用价值受认可，但其成本不低。“要回报很难”说明储能收益保障存在难度。
在收益保障较难这一点上，电力规划设计总院能源科技创新研究院院长助理董博表达了同样的看法：“全国各地陆续出台支持政策，包括容量租赁、电力现货、电力辅助服务、容量补偿等等。目前国家还没有出台统一的政策，各地出台的政策保障储能有一定的收益，但是想完全保障储能的收益目前来看难度比较大。并不是单一的政策能保障收益，一般都是采用一系列组合的政策来保障储能的部分收益。”
那么，储能收益受哪些因素影响？记者注意到，目前峰谷电价差是储能市场直接瞄准的收益空间。峰谷电价差和一天峰谷时段的多少对储能项目运营收益有着直接的影响。峰谷电价差较大、峰谷段数多，储能的经济效益就越好。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是开展用户侧储能的一个门槛。据统计，在今年4月陆续公布的全国各地电网企业代理购电价中，16省市峰谷电价差超过0.7元/千瓦时，仍有很多地区的电价差都达不到门槛条件。
除此之外，储能收益与储能设备利用率直接相关，利用率越高，盈利能力就越强。据中国电力企业联合会3月27日发布的《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》，2023年电化学储能利用情况整体平均运行系数0.13。其中，火电配储平均运行系数0.48，新能源配储利用系数最低，仅为0.09。“调用情况整体来看并不是太好。”董博表示。
从投资角度来看，无论是测算下游储能项目的内部收益率，还是测算全寿命储能度电成本，其水平均较难达到多数市场化风险投资和私募股权机构的收益门槛。此类机构投资目前集中在需求较为确定、盈利前景较为清晰的储能产业链上中游，对下游储能运营项目的投资较少。
我国储能产业尚处于规模化发展初期，目前无法完全按照电力市场的机制实现储能的价值，需要以市场和政策支持的方式来共同实现。对此，刘永东认为，在目前机制下，部分地方政府虽然有补贴，但随着储能规模的扩大，补贴难以持续，建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、辅助服务市场等机制尤为迫切。此外，鉴于新型储能与抽水蓄能在功能与价值的统一性，建议开展新型储能容量核定研究，科学合理确定新型储能容量核定规则，理顺各类灵活性电源电价机制，出台新型储能的容量电价或者容量补偿政策，推动各类灵活性资源合理竞争。
多应用场景发挥功效
将新型储能比作“瓶装水”，主要适用于用户侧应用场景。事实上，储能拥有多重价值，除用户侧外，还包括电源侧和电网侧，不同的应用场景有着不同的价值。
在电源侧，一方面在新能源场站配置储能，通过储能装置改善新能源场站运行特性，从而减少弃风弃光；另一方面，在火电厂配置储能，参与调峰调频辅助服务市场。在电网侧，需要有大量的储能资源提供调频调峰、系统备用和故障调节等公共服务。在用户侧，主要通过在低谷时段储存电能，在高峰时段释放供应用电设备使用，从而避免高峰用电时的用电峰值，减少对电网的负荷影响。
在国家能源局今年初举行的新闻发布会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍2023年我国新型储能发展情况时表示：“新型储能在多应用场景发挥功效，有力支撑新型电力系统构建。”
据了解，多重功效体现在三个方面：
一是促进新能源开发消纳。截至2023年底，新能源配建储能装机规模约1236万千瓦，主要分布在内蒙古、新疆、甘肃等新能源发展较快的省区。内蒙古成为全国首个新能源装机超亿千瓦省区，正是以两个新能源+储能项目4月1日并网为标志。
二是提高系统安全稳定运行水平。截至2023年底，独立储能、共享储能装机规模达1539万千瓦，占比呈上升趋势，主要分布在山东、湖南、宁夏等系统调节需求较大的省区。
以江苏省容量最大的独立共享储能项目为例，江苏丰储20万千瓦/40万千瓦时储能电站于2023年11月29日并网。该储能项目为当地200万千瓦新能源提供配套支持，配置8个储能子系统，共80套储能单元，储能电池采用磷酸铁锂电池，储能系统经逆变升压至35千伏接入220千伏电网。值得一提的是，该储能电站以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。各新能源发电企业可通过租赁储能电站的方式来满足自身功能需求。该模式打破了储能站与发电站“1对1”的传统对应关系，转向“1对N”关系。
三是服务用户灵活高效用能，广东、浙江等省工商业用户储能迅速发展。
浙江省可谓是我国工商业储能发展的“顶流”之一。《2024年全球储能行业趋势预测报告》显示，2023年全年，浙江省工商业储能备案项目数量超1100个，总规模超过1.9吉瓦/4.5吉瓦时。在商业模式方面，目前采用合同能源管理或融资租赁等模式的项目数量占比近九成，总容量规模占比超90%。目前，国内工商业储能市场仍处于早期阶段，由于投资成本相对较高，以及对项目运营不熟悉，以合同能源管理模式为主，由能源服务方（投资方）投资购买储能系统，按照事先约定的比例分享储能收益，业主只需要提供土地即可获得分成，能够有效规避风险。为缓解资金压力，合同能源管理+融资租赁模式逐渐流行。
近年来，随着我国新能源发电规模持续快速增长，新型储能进入大规模发展期，日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术，培育新兴产业的重要方向及推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手。
储能规划方面需进一步宏观把控
为推动新型储能产业多元化高质量发展，多位业内专业学者均提到储能与系统规划相结合的重要性。
“立足储能在电力系统中的作用和定位，结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，以电力系统规划为龙头，有序引导建设节奏，避免资源重复配置。”刘永东表示，从优化电力系统运行、提高储能利用率等角度出发，应鼓励新能源场站以租赁独立储能部分容量的方式落实调节资源的要求，逐步扩大独立储能（共享储能）比例，提升调用友好性。
广东新型储能国家研究院有限公司负责人陈建福也认为，新型储能要想真正发挥价值，电网作为应用侧，应从规划、调度、运行、市场机制等方面多发力，研究储能规模化、安全防控、优化调度运行等问题。无论是电源侧、电网侧还是用户侧，都应重视规划的作用，从需求出发把规划搞清楚，这对储能发展意义重大。
“在储能规划方面，还需进一步宏观把控，特别是在大电网和配电网中配置储能的协调问题还需进一步研究，既要明确不同层面储能投资的主体功能，又要兼顾考虑储能对电力系统新能源消纳和安全稳定支撑的全局作用。”清华大学电机系长聘副教授、电力系统研究所副所长胡泽春表达了相同的观点。同时，他对近年来储能发展政策体系不断完善表示了认可：“体制机制在逐步建立，取得了明显的进步和成效。”
据介绍，截至2023年底，全国已有20多个省（区、市）出台了新型储能专项规划、实施方案或指导意见。
“十四五”以来，国家能源局先后出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，引导各地因地制宜发展新型储能。2023年，针对行业反映较为强烈的问题而制定发布行业标准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》，填补了标准在该领域的空白。2024年2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出，统筹优化布局建设和用好各类型调节资源，到2027年，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成。国家能源局日前表示，将组织开展“十五五”新型储能发展需求专题研究，提前谋划加强顶层设计，筑牢行业管理基础。4月2日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确要求“应结合新型储能功能定位和市场化要求，进一步规范新型储能并网管理，持续完善新型储能调度机制，保障新型储能合理高效利用，有力支撑新型电力系统建设”。
储能产业如初春天气般乍暖还寒，虽任重道远，但未来可期。刘永东表示，随着新型电力系统建设的不断推进，最终将建成以新型储能和抽水蓄能为主，多类型储能协同互补的储能体系，全面满足系统日内调节与短时支撑等方面的需求。
