新型储能交出的最新“成绩单”行业有目共睹：装机稳步增长、利用水平逐步提升，有效支撑电力系统稳定运行和可靠供应。
截至今年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时（128GWh），较2023年底增长约86%。其中，从省份来看，江苏省新增装机约500万千瓦，为各省份中最高。
今年夏天，江苏再度迎来高温天气，作为全国数一数二的经济大省，用电负荷屡创新高，与之相对应的是常规支撑性电源缺乏，外购电增长也有限。任务紧、时间急，新型储能再度披挂上阵，成为“7.15电力保供”的功臣。
事实上，6年前，国内储能的大幕开启正是从江苏而起，2018年当时因镇江燃机热电联产项目未按计划投产，镇江东部电网面临迎峰度夏的考验，国网旗下公司仅用3个月便建设了101MW/202MWh储能项目，保障了社会用电安全。
不同的是，这一次江苏的“7.15保供”储能项目中，既有央企国企，也有民营企业，既有本地企业，也有外地企业，投资主体更加多元，各市场主体平等竞争、同台竞技。
多年以后，再度回顾中国储能产业的发展史，江苏必将留下浓墨重彩的一笔。在储能尚未完全商业化的特殊时期，江苏的模式能否复制，即在有条件的地方或者特定的场景给予一定的补贴激励。如何让储能的社会价值与经济价值兼顾，成为全行业共同关心的话题。
在此背景下，11月8日，在河北省工信厅、沧州市政府主办，远景科技集团和沧州市工信局承办的 “零碳能源与绿色工业创新论坛”上，来自电网公司的代表、储能企业代表、行业专家再度就“新型储能的可持续商业模式”这一话题展开探讨，为储能产业的发展贡献新思路、新模式。
独立储能释放的积极信号
在中国电机工程学会会士来小康看来，新型储能行业近年来发生的最大变化是：项目已从原来强配时的沉默资产变为现在的高频调用，储能配置时长也从2h过渡到4h为主，说明刚性需求已经开始体现，这是非常积极的信号。
在过去的三年里，以锂电为代表的新型储能发展“一日千里”。
2023年底，我国新型储能累计装机超过31GW，提前锁定了官方制定“十四五”规划的30GW目标。
彼时，与大量已建成新型储能项目形成反差的是，储能调用率有待提升，部分项目由于多方原因暂时没有并网，未能在电力系统中发挥应有的调节作用。
为突破这一产业难题，政府与业界都在积极采取措施应对。国家发展改革委、国家能源局出台《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》，推动储能市场商业化，鼓励配建转为独立储能，参与到电力市场中来，广东、山东等省份率先出台了相应配套政策。
这意味着储能的立足点开始从“配建储能”向“独立储能”转变，从“满足并网考核”向“全生命周期回报”转变。
效果显而易见，根据电网企业统计数据，国家电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，分别较2023年上半年提高约100%、86%。
以河北南网为例，截至今年10月底新能源装机容量达到3930万千瓦，占比达到54%，已成为第一大电源；新能源发电量占到25%，新能源的日出力波动最高达到2000万千瓦，电网对调节性电源的建设需求非常迫切。
据国网河北电力调度控制中心现货交易处处长吕昊介绍，在2024年的迎峰度夏期间，独立储能在顶峰期间最大能达到60万千瓦，可用率超过90%。
河北南网区域内，今年年底还有100万KW/200万KWh的独立储能要并网，2030年的目标是新能源装机达到1亿千瓦，规划储能达到800万千瓦以上。可以预见的是，未来的两到三年时间内，河北南网独立储能还会迎来更大的发展。
而根据中国电力企业联合会发布《电化学储能电站行业统计数据简报》，从应用场景看，2024年三季度电化学储能新增装机主要为独立储能，占比68%，日均等效充放电次数0.58次。
从全球范围来看，独立储能的市场份额在不断增加，可以通过多重收益来实现盈利的商业模式也备受业界期待。在业内人士看来，独立型储能电站的优势在于投资主体明确，产权清晰，易于接受社会资本，同时可以作为电网的优质调度资源直接接受调度指令，参与本地电网调峰调频动作。此外评估考核比较容易，易于政府补贴的落地实施。
价值彰显：电力保供与稳定系统
数据显示，今年6至8月，迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量约占今年1至8月充放电量的45%。
10月31日，国家能源局举行新闻发布会，国家能源局特意点名了江苏等省的新型储能在电力保供方面发挥的作用，储能的实际顶峰能力已达前期验证最高水平。
储能的角色，既可以起到解燃眉之急的作用，也可以提升电网系统频率稳定，赋予系统的安全与韧性，在高负荷地区，不仅避免了拉闸限电，还节省了外购电成本，促进了当地新能源的消纳，取得了“一举多得”的效果。
这正是储能的社会价值担当。
国网能源研究院新能源研究所日前发布的《新型储能发展分析报告2024》显示，7月，国家电网经营区新型储能实际可调最大电力3015万千瓦，占当时并网新型储能规模的92%。
“在新能源消纳方面，新能源富集地区新能源配储、共享储能以及‘沙戈荒’等大型新能源基地配建新型储能，支撑新能源高效消纳利用和大规模新能源外送，西藏、甘肃、新疆等新能源大省、自治区已实现新型储能常态化调用。”报告认为，新能源消纳较为困难的宁夏、青海、西藏等省、自治区，新型储能电站储能电量最大值达到在运装机能量的85%以上。
目前，江苏、河北、内蒙等省份均对独立储能出台了相关配套政策。
吕昊介绍，在河北省政府指导下，河北南网根据根据新能源的送出和消纳需求、电网设备的程度、局部电压电网的支撑度，在6个地市选了39个县域，大概40多个布点，来开展整体的规划工作。
河北南网针对独立储能制定了“峰谷价差+容量租赁+容量补贴”三管齐下的政策，储能以独立身份参加中长期市场和现货市场，在电量的峰谷差价方面，目前河北南网达到5毛钱一度电以上；同时制定容量租赁机制，为储能和新能源牵线搭桥，租赁收益平均每KW每年在200-400元；同时每KW每年的容量补贴50-100元，保证储能项目能够达到盈利和持续发展。
而在江苏，根据自身的电网负荷特性，在迎峰度夏、迎峰度冬期间，江苏的独立储能充电免费，放电按省内燃煤基准电价（0.391元/kWh），财政度电补贴0.5元，补贴逐步退坡、取消；非迎峰度夏、迎峰度冬期间，充电按燃煤基准电价60%计算，放电按燃煤基准电价，没有补贴。
实践证明，新型储能在电力顶峰、安全支撑、备用保障等方面可发挥作用，一些地方政府联合电网统筹各类调节资源，优化调度运行机制和市场机制，强化并网运行管理，在促进新型储能参与电力保供方面功不可没。
新战场助力高质量发展
行业在变化的同时，投资者、供应商也在进化。
作为江苏“7.15电力保供”参与者之一，总规模250MW/500MWh的远景盐城射阳储能项目，自7月中上旬全容量并网以来，100%响应电网需求，最高转换效率90%，40天收益4000万元，平均每天交易收入比第二名要高出约15%，折算下来全生命周期电站收益比其他电站要高出约1700万元/百MWh。
虽然依赖的是政府的补贴或短期政策支持，但储能市场的价值开始走向价值驱动。
远景储能产品与解决方案总经理郑汉波分享了射阳项目的心得。他指出，储能的本质是交易，交易的本质就是政策，有好的政策才能让储能发挥自己的作用，政策是为人民与社会服务。射阳项目最大的成功在于实现了社会价值与经济价值的共赢。看趋势，储能并不只是充放电这么简单，它同时应该懂新能源，懂电网，懂交易，懂电力市场。
作为一位在新能源干了20个年头的老兵，郑汉波也对今年储能市场环境的变化感受颇深。“第一是一些地方政府出台了有利于储能的政策，使得原来储能作为沉默资产，现在变成可盈利的资产；第二是大家都在谈的构网技术，无论是并网还是离网情况下，开始有大量的应用。”
随着越来越多的储能进入电力市场，储能厂商的竞争在升维。正如《鱼眼看电改》作者俞庆撰文指出，工业3.0时代，储能的商业逻辑，不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。储能需要知道动态平衡的需求从哪里来，如何满足。
从目前来看，储能的发展正在朝这个维度发展，但与成熟的电力市场还有很长的距离。
来小康建议，在行业成长初期，各种政策可以起到引导功能的效果，但要真正形成商业模式，需要重新梳理并定位电力市场的设计，以及电价形成机制。随着储能的快速发展，这一环节的短板要尽快弥补。
广东新型储能国家研究院有限公司储能全过程安全研究所总经理易斌认为，电源侧、电网侧等细分场景，是比较宽泛的场景，需求定位不清晰，影响到了对于储能的盈利模式、相关的市场交易品种的限制。储能的需求场景还需要进一步的梳理与细化，只有在新能源发电与负荷变化的具体需求场景中，储能的价值才能得以发挥。
储能因新能源而起，风电光伏在全球所刮起的新能源旋风已势不可挡。远景动力中国区总裁赵卫军预计，到2030年，国内风光新能源装机还有10亿千瓦左右的增长空间，届时国内新型储能装机将达到1TWh，海外市场也将达到1TWh。
新型储能处于蓬勃发展时期，技术路线百花齐放。新兴绿色能源与新材料研究院院长陈永峰认为，目前还没有哪一项储能技术具备所有的优点，满足客户的个性化需求、成本需求、长时储能需求。国家也在出台相应的政策构建混合性储能的模式，每一种技术路线都将有适合的发展方向。其中，长时储能将会是新型储能发展的重中之重。
与此同时，锂电的安全风险依旧是高悬的“达摩克利斯之剑”，与会嘉宾共同认为，这是制约规模化发展的关键因素。“一定要重视安全，安全才是储能发挥价值的基石”，易斌特别强调。
面对急速成长的规模化市场，从市场机制到标准体系和行业规范，从技术突破到商业化模式的探索，需要储能与新能源、电力行业一起共同寻找答案，储能融入新型电力系统仍需要坚持不懈、久久为功。
原标题：新时期储能商业模式求解：社会价值与经济价值如何兼顾
