智库视点｜“绿电+储能”开启新能源产业新赛道

我国新能源产业发展迅速，在规模、技术、市场等方面都已处于世界领先水平。在经历了新能源的发展热潮后，约束我国风电、光伏大规模发展的技术难题和成本难题已基本消除，2021年我国新增发电装机以光伏和风电为主，光伏电价进入平价时代。此时，储能作为新型电力系统的关键环节已成为下一阶段我国新能源领域发展的重点。未来，“绿电+储能”将开启一系列的新产业、新模式、新技术，推动我国新能源产业高质量发展。

储能的四大类应用场景

一是在电源侧，应用于可再生能源并网消纳。风光配储与火电联合调频都需要储能辅助，当前及今后风光配储都是储能增量的重点。由于风光等自然资源分布的不均衡，导致发电在数量和质量上与电力需求存在供需矛盾。储能能够在电源侧调峰削峰，平滑电力输出，提高新能源电力并网消纳水平。

二是在电网侧，为电网输配提供辅助服务。储能系统能够减少对电网扩容的需求，降低电网建设成本，提高电网安全性与稳定性，提供电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级服务。

三是在用户侧，为用电进行需量调节。分布式及微网在用户侧的应用，将开启储能在工商业场景中的广泛应用。作为备用电源，为生产的安全稳定发挥作用；调节用电的高峰和低谷期，节约用电成本；合理利用资源，促进零碳低碳园区建设。

四是用户储能多元场景应用。未来，随着存储单元与载体的不断丰富和多元化，储能灵活连接各生产生活单元，催生新技术和新模式，将激发出更大的市场空间。例如，新能源电车、地铁等移动储能与电源及用户的联通应用。

储能项目的四大类盈利模式

一是有偿调峰及其他电力辅助服务。储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，补偿费用是电费成本中的一部分。国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》和《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则建立了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的收费标准，为电力辅助服务市场化开辟了道路。辅助服务主要集中在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。

二是在可再生能源并网领域，储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。

三是在用户侧，利用电价套利获取收益。我国很多地区实行了峰谷差异电价，储能项目利用峰谷电价差异，可以套利。

四是其他应用。未来更多应用场景的开发将会催生更多的盈利模式。如，充电站光储充一体化模式，目前也是比较普遍的应用场景。它一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，给充电站带来了非常可观的收益。

目前，以锂电池储能为代表的电化学储能快速发展

储能装机规模中以抽水蓄能为主，但是电化学装机规模快速上升。2021年，全球新增储能装机中抽水蓄能占40%，电化学储能占57%，电化学储能增长最快。中国储能装机规模占全球装机总量的17.3%，位列全球第一，其中，电化学储能后来居上，是储能市场发展的新动力。电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池。我国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导，占比近九成。

储能行业深入发展急需解决的难题

我国新型储能行业发展已从前期的示范应用阶段逐步进入商业化初期，根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》的规划，到 2025年我国新型储能将全面进入规模化发展阶段，到 2030年实现全面市场化发展。在进入规模化市场化发展的关键阶段，急需解决几个问题：一是收益模式问题。在收益模式上需要解决“成本主体和获益主体不一致”的问题。二是成本和安全问题。以技术发展推动现有电池储能系统受益规模化，持续降低成本，并提升储能的安全性。三是行业规则问题。抓紧制定储能产品生产和使用标准、质量标准和安全运行规范、储能技术与数字化融合发展等标准体系。

（文/国研智库乡村振兴发展研究中心 耿晋梅）