“雙碳”目標下，加快構建新型電力系統(tǒng)是必然趨勢，也是一項長期的任務。近年來，我國把促進新能源和清潔能源發(fā)展放在更加突出的位置，今年3月，我國非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過50%。儲能作為構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對改善新能源電源的系統(tǒng)友好性、改善負荷需求特性、推動新能源大規(guī)模高質量發(fā)展具有關鍵作用。根據(jù)2023年3月國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的《2022年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》（以下簡稱“中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)”，注1）報告顯示，2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17（相當于平均每天運行4.15小時、年平均運行1516小時）、平均利用系數(shù)為0.09（相當于平均每天利用2.27小時、年平均利用829小時），電化學儲能電站發(fā)展呈現(xiàn)出蓄勢待發(fā)的態(tài)勢。受政策和市場化機制的影響，截至2022 年底，我國電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能累計投運總能量占比分別為48.40%、38.72%、12.88%，不同應用場景的電化學儲能發(fā)展差異較大。

（來源：中國電力企業(yè)管理 作者：趙巖）

電網(wǎng)側儲能具有相對清晰的商業(yè)模式

電網(wǎng)側儲能通常是指服務電力系統(tǒng)運行，以協(xié)助電力調度機構向電網(wǎng)提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電網(wǎng)側儲能在建55座、裝機4.08吉瓦/7.52吉瓦時，累計投運78座、裝機2.44吉瓦/5.43吉瓦時，同比增長165.87%。電網(wǎng)側儲能主要的應用場景包括獨立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、移動電源車等），其中獨立儲能累計投運總能量，在電網(wǎng)側儲能電站累計投運總能量中占比接近90%，電網(wǎng)側儲能應用主要場景對比詳見表1。

獨立儲能

截至2022年底，獨立儲能在建48座、裝機3.82吉瓦/ 7.19吉瓦時，累計投運64座、裝機2.10吉瓦/4.86吉瓦時，同比增長159.13%。受政策影響各地區(qū)裝機差異較為明顯，山東、湖南、寧夏、青海、河北的獨立儲能裝機較高，累計總能量占獨立儲能總能量的74.29%。2022年，獨立儲能平均運行系數(shù)0.13（相當于平均每天運行3.03小時、年平均運行1106小時）、平均利用系數(shù)0.07（相當于平均每天利用1.61小時、年平均利用586小時），略低于電化學儲能平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

政策利好獨立儲能發(fā)展。一是鼓勵發(fā)展獨立儲能。全國有約20個省份出臺了支持獨立儲能發(fā)展的相關政策，部分省份通過規(guī)劃建設獨立儲能示范項目、鼓勵配建儲能轉為獨立儲能等政策支持獨立儲能發(fā)展。二是鼓勵新能源共享租賃。山東、河南、貴州、寧夏、廣西、新疆等地對于新能源企業(yè)租賃儲能容量視為配建容量，容量租賃指導價格在160～300元/千瓦·年之間，其中廣西明確已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網(wǎng)新能源項目，暫不參與調峰輔助服務費用分攤。三是鼓勵參與電力現(xiàn)貨交易。山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個省份明確了獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則細則。四是鼓勵參與輔助服務市場。全國有約20個省份明確了儲能參與電力輔助服務規(guī)則，主要交易品種調峰、調頻。五是給予儲能補貼支持。江蘇、山西、河南、廣東等10余個地區(qū)出臺了補貼支持政策，補貼方式包括放電補貼、容量補貼、投資補貼等。

替代型儲能

截至2022年底，替代型儲能在建7座、裝機0.26吉瓦/0.33吉瓦時，累計投運14座、裝機0.33吉瓦/0.58吉瓦時，同比增長239.64%。2022年，替代型儲能平均運行系數(shù)0.15（相當于平均每天運行3.61小時、年平均運行1318.5小時）、平均利用系數(shù)0.14（相當于平均每天利用3.37小時、年平均利用1232小時），運行情況優(yōu)于電化學儲能平均水平。

鼓勵在關鍵節(jié)點建設替代型儲能設施。國家及地方相繼出臺了鼓勵政策，提出在關鍵節(jié)點、電網(wǎng)末端及偏遠地區(qū)等布局新型儲能，發(fā)揮儲能應急備用技術優(yōu)勢，探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等。目前已有約20個省份出臺了支持政策。

發(fā)展趨勢

隨著新型電力系統(tǒng)建設逐步加快，受極端天氣的影響以及新能源裝機比例逐漸增高，考慮電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行實際需要，電網(wǎng)側儲能以其電網(wǎng)互動友好性以及相對清晰的商業(yè)模式，政策及市場關注度較高。從技術上考慮適宜建設大型電網(wǎng)側儲能的空間有限，結合區(qū)域內市場化機制，新能源、電網(wǎng)及負荷特點可以大致推算出適合建設的位置，優(yōu)質資源區(qū)企業(yè)投資積極性較強。但與此同時也應注意到電網(wǎng)側儲能發(fā)展仍存在投資回收機制有待進一步健全等問題。一是共享儲能全面落地尚需時間。共享儲能通過模式創(chuàng)新，為儲能降本增收提供了思路，但目前各地項目規(guī)劃較多，實際投運較少，實際租賃情況、輔助服務調用情況等需要進一步明確保障機制，在獲得穩(wěn)定收入方面還存在風險。二是儲能參與電力現(xiàn)貨市場還處于初步探索階段。目前只有山東12個電站開展了相關實踐，其規(guī)?；l(fā)展還依賴各地市場機制的完善及相關技術的進步。三是輔助服務收益無法達到預期值。目前電力輔助服務費還只能在發(fā)電電源間實行零和博弈，成本難以有效疏導至電力用戶，同時調峰等輔助服務補償價格普遍不高，獨立儲能收益難以保障。四是電網(wǎng)替代型儲能界定不明。目前電網(wǎng)側替代性儲能電價政策尚處于研究探索階段，儲能成本納入輸配電成本缺乏核定標準。以上這些因素在一定范圍內影響了電網(wǎng)側儲能的實際應用和企業(yè)投資的積極性。

電源側儲能盈利模式較為單一

電源側儲能通常是指與常規(guī)電廠、風電場、光伏電站等電源廠站相連接，以平滑新能源功率曲線、促進新能源消納、提升火電機組涉網(wǎng)性能等為目的建設的儲能電站。中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，截至2022 年底，電源側儲能在建211座、裝機7.50吉瓦/21.27吉瓦時，累計投運263座、裝機3.97吉瓦/ 6.80吉瓦時，同比增長131.81%。電源側儲能常見的應用場景包括新能源配儲、火電配儲等，其中新能源配儲電站累計投運總能量占電源側比例超過80%，電源側儲能應用主要場景對比詳見表2。

新能源配儲

截至2022年底，新能源配儲在建193座、裝機6.92吉瓦/20.19吉瓦時，累計投運207座、裝機2.82吉瓦/5.50吉瓦時，同比增長150.15%。受新能源配儲政策要求影響，各地裝機差異較大，山東、內蒙古、西藏、新疆、青海等省份新能源配儲裝機較高。2022年，新能源配儲平均運行系數(shù)0.06（相當于平均每天運行1.44小時、年平均運行525小時）、平均利用系數(shù)0.03（相當于平均每天利用0.77小時、年平均利用283小時），新能源配儲運行情況遠低于電化學儲能平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

受新能源配儲政策影響，新能源配儲裝機比例持續(xù)提高。一是鼓勵或強制新能源配儲。自2021年以來，全國27個省份發(fā)布了新能源配儲政策，其中22個省份明確新能源配置儲能比例，整體的比例要求在5%~30%之間、儲能時長要求在1~4小時之間。二是給予儲能補貼支持。浙江、青海、四川、重慶等11個省份發(fā)布了新能源配儲補貼政策，補貼方式與獨立儲能類似，主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。三是鼓勵參與輔助服務市場。《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）提出，新能源場站配建的儲能項目，在完成站內計量、控制等相關系統(tǒng)改造并符合相關技術要求情況下，與所屬新能源場站合并視為一個整體，按照相關規(guī)則參與電力輔助服務。當前安徽、貴州、河南等12個省份發(fā)布了電源側儲能參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。

火電配儲

截至2022年底，火儲在建8座、裝機0.23吉瓦/0.38吉瓦時，累計投運49座、裝機0.77吉瓦/0.64吉瓦時，同比增長23.20%。廣東、山東、江蘇、山西等省份火電配儲裝機較高，占總能量的88.87%。2022年，平均運行系數(shù)0.33(相當于平均每天運行8.04小時、年平均運行2933小時）、平均利用系數(shù)0.14(相當于平均每天利用3.34小時、年平均利用1217小時），火電配儲運行情況優(yōu)于電化學儲能平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

鼓勵火電配儲參與電力輔助服務市場。國家能源局此前公布的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》與《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》等文件，為火儲聯(lián)調項目確立了補償機制。目前山東、河南、甘肅、湖北等12個省份發(fā)布了關于火電機組參與輔助服務的政策，鼓勵參與調峰、調頻等電力輔助服務。

發(fā)展趨勢

目前新能源配儲發(fā)展多受政策驅動，火儲調頻收益模式受外部環(huán)境影響較大。一是新能源配置儲能作用未能充分發(fā)揮。多地采取“一刀切”式的配置標準，未出臺配套的具體使用和考核辦法，儲能與新能源尚未實現(xiàn)協(xié)調優(yōu)化運行，儲能的實際作用難以充分發(fā)揮。二是盈利模式較為單一。新能源配儲還沒有成熟的收益模式，火電調頻主要以AGC為主，雖然調頻市場補償價格較高，但調頻輔助服務市場空間較小，火電裝機增長空間有限，大量靈活性資源涌入調頻市場將對調頻價格造成較大沖擊，將加劇市場價格的波動和不確定性。

用戶側儲能經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)

用戶側儲能通常是指在不同的用戶用電場景下，根據(jù)用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。截至2022年底，用戶側儲能在建34座、裝機0.12吉瓦/0.23吉瓦時，累計投運131座，裝機0.48吉瓦/1.81吉瓦時，同比增長49.00%。（文末注2）用戶側儲能主要的應用場景包括工商業(yè)配儲（包括產業(yè)園等）、備用電源（包括海島、校園、醫(yī)院等），其中工商業(yè)、備用電源累計投運總能量，在用戶側儲能電站累計投運總能量中占比分別為49.61%、48.06%，用戶側儲能應用主要場景對比詳見表3。

工商業(yè)配儲

截至2022年底，工商業(yè)配儲電站在建30座、裝機0.11吉瓦/0.20吉瓦時，累計投運81座、裝機0.28吉瓦/0.90吉瓦時，同比增長136.79%。峰谷電價差是工商業(yè)配儲的主要盈利模式，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，峰谷價差較大的江蘇、浙江、廣東、安徽工商業(yè)配儲裝機較高，占工商業(yè)配儲總能量的 92.33%。2022年，工商業(yè)配儲平均運行系數(shù)0.49（相當于平均每天運行11.78小時、年平均運行4297小時）、平均利用系數(shù)0.31（相當于平均每天利用7.28小時、年平均利用2658小時），工商業(yè)配儲運行情況優(yōu)于電化學儲能平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

國家及地方層面密集發(fā)布了分時電價、儲能補貼、需求響應、儲能交易等一系列政策，鼓勵用戶側儲能多元發(fā)展。一是分時電價逐步擴大。各地峰谷電價差的不斷增大，參照2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價格，最大峰谷價差超過0.7元/千瓦時的省份有17個（目前電化學儲能度電成本約為0.6~0.7元/千瓦時，當峰谷電價差超過度電成本時工商業(yè)儲能投資才可實現(xiàn)盈利），部分省份設置兩個高峰時段，越來越多省份的工商業(yè)儲能具備了經(jīng)濟性。二是各地陸續(xù)出臺補貼支持政策。包括江蘇、浙江、山西、四川等省份在內的超10個地區(qū)發(fā)布了針對工商業(yè)用戶側儲能的補貼政策。補貼方式與電網(wǎng)側獨立儲能場景類似。三是鼓勵用戶側儲能參與需求響應。已有廣東、重慶、云南等10余省份明確或鼓勵用戶側儲能作為響應主體參與需求響應，主要響應方式為削峰填谷，按照響應主體容量或有效響應電量進行補償，不同省份補貼標準差異較大。四是鼓勵用戶側儲能參與電力輔助服務。國家發(fā)布政策鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場。目前，包括華北電網(wǎng)轄區(qū)和安徽、福建等在內的10余個地區(qū)或省份，在其輔助服務相關政策中明確或鼓勵用戶側儲能可以參與調峰交易，調峰服務價格在0.1元/千瓦時~1元/千瓦時之間。

備用電源

截至2022年底，備用電源在建4座、裝機0.01吉瓦/ 0.03吉瓦時，累計投運41座、裝機0.18吉瓦/0.87吉瓦時，同比增長7.59%。根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，江蘇、廣東等省份備用電源裝機較高，占備用電源總能量的 97.61%。2022年，備用電源平均運行系數(shù)0.19（相當于平均每天運行4.45小時、年平均運行1626小時）、平均利用系數(shù)0.10（相當于平均每天利用2.32小時、年平均利用848小時），備用電源運行情況與電化學儲能平均水平基本一致（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

“十四五”初期，我國局地發(fā)生數(shù)次缺電。2021年因為煤炭價格上漲、能耗雙控等原因，超過20個省份實施有序用電。2022年受極端高溫天氣、水電出力驟減等影響，結合經(jīng)濟復蘇工商業(yè)電力消費持續(xù)增長等因素，超過20個省份實施了有序用電。部分工商業(yè)用戶出現(xiàn)用電短缺問題，用戶側儲能系統(tǒng)作為備用電源的部署需求逐漸顯現(xiàn)。

發(fā)展趨勢

隨著我國電力市場化改革的持續(xù)推進，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性正在逐步顯現(xiàn)，考慮到工商業(yè)用戶逐步進入電力市場帶來的高耗能用電成本的上升，以及第三產業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶的用電量占比不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位，這也預示著用戶側儲能擁有著較大的發(fā)展?jié)摿?。此外，各地限電政策的出臺，也將刺激工商業(yè)用戶的電化學儲能配置需求。用戶側儲能雖然擁有較為廣闊的發(fā)展前景，但對于工商業(yè)配儲、備用電源的發(fā)展，在未來還將面臨著一些實際性的挑戰(zhàn)。一是商業(yè)模式較為單一。峰谷套利是目前用戶側儲能最主要的盈利方式，但是覆蓋范圍還主要局限在峰谷差價比較大的省份，部分地方政府雖然有補貼，但是補貼核算存在困難，且隨著儲能規(guī)模的擴大，補貼難以持續(xù)。二是市場化機制不健全。用戶側儲能參與電力輔助服務準入要求、參與方式、補償標準等相關機制尚不健全，參與積極性普遍不高。三是儲能安全管理有待加強。由于用戶側儲能項目通常單體規(guī)模較小，安裝環(huán)境復雜，加之相關標準尚不健全，對用戶側儲能安全管理帶來更高的挑戰(zhàn)。

電化學儲能高質量發(fā)展的有關建議

一是因地制宜配置儲能規(guī)模。結合當?shù)匦履茉聪{、資源特性、網(wǎng)架結構、負荷特性、電網(wǎng)安全、電源結構等因素，由地方政府和電網(wǎng)公司牽頭，滾動確定并發(fā)布各區(qū)域的儲能規(guī)模和比例，科學確定新能源配置儲能的合理比例，有序引導共享儲能建設節(jié)奏，對于電網(wǎng)替代型儲能，建議在電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃中予以明確。

二是構建長效成本疏導及市場機制。建立保障電化學儲能盈利的長效機制，完善電能量市場機制，明確儲能參與電力市場交易規(guī)則，加大有償調峰補償力度，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。研究建立儲能成本以電力輔助服務費、輸配電價等形式向電力用戶疏導的機制，規(guī)劃出臺容量電價機制。健全尖峰電價機制，適度拉大峰谷價差，通過價格信號激勵市場主體自發(fā)配置儲能資源。

三是健全全流程安全管理機制。規(guī)范儲能電站全過程安全管理，不斷加強儲能安全技術攻關，完善基于儲能項目技術升級和安全性的檢測認證和監(jiān)督體系，建設并運營好電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺，加強儲能專業(yè)人才的培養(yǎng)，推動安全管理人員持證上崗。

四是持續(xù)完善儲能相關政策規(guī)范。結合國家政策，結合行業(yè)需求，研究完善電化學儲能發(fā)展的相關政策及規(guī)范，并為政府、企業(yè)和相關機構提供政策解讀服務，推動新能源配儲在實際應用中發(fā)揮更大的作用。

（注1：數(shù)據(jù)統(tǒng)計范圍：國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺收集的全國電力安委會19家企業(yè)成員單位500千瓦/500千瓦時以上電化學儲能電站數(shù)據(jù)。

注2：因統(tǒng)計范圍僅為全國電力安全生產委員會19家企業(yè)成員單位，用戶側儲能統(tǒng)計數(shù)據(jù)有限。）