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引言
在碳达峰和碳中和目标的大背景下，全球可再生能源发展迅速，但其中占比较高的风电和光伏也出现能源供给间歇性和用户用电需求持续性的矛盾。储能可实现电力系统调峰调频，平滑用户需求，提升能源利用率，随着新能源的发展而快速发展，新型储能更是因其建设周期短、选址灵活等优势备受追捧，近年来呈现爆发性增长，前景广阔。
(相关资料图)
01
新型储能定义
储能指通过某种介质将能量存储起来，在需要时释放出来的过程。根据能量存储形式的不同，广义储能包括机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、氢储能等，其中机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能和超级电容储能等，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、钠硫电池等。按国家能源局的定义，新型储能是除抽水储能外的新型储能技术。
图1 储能技术分类示意图来源：火石创造根据公开资料整理
截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%；年增长率38%，显著高于全球15%的增长速度，整体产业处于快速增长阶段。从结构来看，抽水储能仍为主要装机类型，但其占比从2020年的89.3%降低至2022年的77.1%。取而代之的是新型储能高速发展，2023年新型储能累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，年增长率达128%。新型储能中锂离子电池占比达94%，是正处于爆发阶段的细分赛道；此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。
图2 中国储能市场累计装机规模（MW%，2000-2022）
来源：CNESA
02应用场景深化
一般而言，新型储能的应用场景可以分为电源侧、电网侧和用户侧三类，电源侧和电网侧统称为表前业务，用户侧则为表后业务。其中电源侧和电网侧应用占大部分，以新型储能中占比最高的电化学储能来看，2022年电源侧装机量占比48.4%，电网侧占比38.7%，用户侧占比12.9%。
（一）电源侧应用
新型储能在电网侧的应用主要是新能源配储以及火储联合调频。
“新能源+配储”是主要发展方向。我国风光发电位居全球第一，其主要矛盾已从原来的弃风弃光问题转向大规模并网的安全性问题。风光等新能源发电具有波动性和间歇性特点，导致新能源发电量和用电侧所需电量不匹配，储能基于对电站出力预测和储能充放电调度，对新能源发电进行平滑控制，减少瞬时功率变化，减少对电网的冲击。当发电供过于求时，通过储能储存电量，减少弃风弃光率，在供小于求时，释放储存电量并网，改善发电消纳问题。目前多地已出台新能源强制配储政策，要求新增风光发电项目按比例配置储能系统，新能源配储是未来一段时期内电源侧应用的主要方向。
火电联合调频具备广阔发展前景。随着“双碳”战略的推进，火力发电发展承压，未来将更多承担调峰调频角色，但传统的火力机组受蓄热限制，固有调频能力较弱。新型储能快速精确的效应特性可匹配调度下达的自动发电控制指令需求，显著提升机组调频性能，是火电机组灵活性改造的重要方向。目前部分地区已开展火电储能辅助调频示范，火电联合调频具有较好的商业前景和实际意义。
（二）电网侧应用
新型储能在电网侧的应用主要是通过辅助服务保障电网稳定运行。
电网调峰。主要实现对用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低谷时对储能电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放，从而实现电力生产和消纳之间的平衡。
电网调频。电网频率的允许偏差为±0.2Hz，偏差过大则易损害各类电器。在电网实际运行中，输出有功功率小于负荷需求有功时，系统频率会下降，反之则会上升。目前电力市场主要依靠火电调频，而新型储能系统调频具备更高的精确性，未来参与电网调频是大趋势。
缓解电网阻塞。由于不同区域内发电和输电能力可能不平衡，当输电要求大于输电网输送能力时会发生电网阻塞。储能系统可安装在电网线路上游，当阻塞发生时，无法输送的电能储存到储能设备中，待线路容量宽裕时再放电，从而缓解电网阻塞。储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，可作为新建或升级输配电设施的低成本过渡方案。
（三）用户侧应用
新型储能在用户侧的应用场景较为广泛，且仍在不断扩张中，主要包括工商业储能、户用储能、新基建、新能源汽车服务、便携式储能等。
提高工商业用电稳定性与经济性。用电量较大的工业园区或商业体布局储能，一是作为备电，可在用电高峰期缓解电力供应不足问题，保障生产经营活动的正常进行；二是可以结合分布式光伏，实现部分电力的自发自用，从而降低用电成本；三是利用峰谷价差套利，在低电价时预先充电，高电价时放电，降低整体成本，冗余电量上网销售获得收益。工商业储能是目前重点推广的用户侧应用方向之一。
提高家庭电力自发自用水平。多配合光伏进行配置，白天发电并存储，夜间用电负荷量高的时候送电，通过错峰充放可以更为有效地利用光伏电力。户用储能较适用于电价较高且供电不稳定的地区，因此在海外发展较快，特别是欧洲等光伏发展较早的地区。而国内实行居民分时电价的地区不多，且峰谷价差不够显著，户用储能的经济性尚未完全体现，应用相对较少。
新基建备电。以5G基站、数据中心等为代表的新型基础设施具有高耗能特点，需要配置储能备用，为相关设备提供失电时的紧急支撑，避免失电对设备的损害以及业务中断。同时由于基础设施运行通常较为稳定，而出于谨慎考虑备电往往过剩，储能在满足备电要求的情况下也可在一定程度上参与市场。
新能源汽车综合服务。一方面是新能源汽车动力电池，作为移动式储能设备，随着新能源汽车的快速推广而呈现爆发性增长，大量的新能源汽车市场需求是新型储能产业发展的最直接推手；另一方面是新能源汽车充放电站，通过储能的配置提高电站的瞬时响应能力，避免配电网在高峰时段出现局部过载，同时支持新能源汽车作为分布式储能反向输出冗余电量，为电网提供调峰、调频等辅助服务。
服务离网用电场景。便携式储能主要应用于户外活动和应急充电。目前小容量产品发展较为成熟，多为手机、电脑、摄影设备、照明灯等移动设备供电；而针对房车、游艇、离网小屋等大容量和专业级的产品相对较少。应急场景下则多用于自然灾害或突发情况下的临时供电需求。
03
商业模式探索
储能在不同应用场景下产生不同价值，在发电侧的价值主要为平滑发电，在电网侧的价值是平稳电网运行，而在用户侧则提供经济性和便捷性。
图3 储能在不同场景下的价值体现
来源：火石创造根据公开资料整理
（一）收益机制
基于储能的不同价值，其收益可以分为两个大类：一是通过提供服务产生的收益，二是参与电力市场交易的收益。前者主要体现在电源侧和电网侧的辅助服务，后者则常见于电源侧和用户侧。除此之外，出于鼓励发展储能的需求，政策提供一定的容量补偿，可作为保底收益手段。
1、服务收益
细分为容量租赁和电力辅助服务两种类型。
容量租赁指为电站、电网或其他有储能应用的需求方提供储能容量服务，并收取相应的费用。目前容量租赁的需求多由于强制配储政策而形成，市场自发需求较少，其价格主要受储能建设成本和储能市场化收益影响。从CNESA的数据来看，2023年以来储能容量租赁价格约为230-280元/kW·年，相较于2022年出现了一定程度的下降。
电力辅助服务是指维护电力系统安全稳定运行所提供的服务，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务三种，2021年国家能源局《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》明确了新型储能的独立并网主体地位和提供辅助服务获得收益的权利。2015年以前，我国辅助服务总费用占总电费的比例不到1.5%，近年电力辅助服务市场不断发展，这一比例已升至2.5%，随着新能源的进一步推广，预计这一比例还将不断上升，到2030年电力辅助服务市场规模将超过2000亿元。
在实际应用中，电力辅助服务主要集中在调峰、调频两类服务上，其中2022年有11个省份的新型储能电站参与调峰辅助服务市场，多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等，平均出清价0.42元/kWh;甘肃、福建的新型储能电站参与了调频辅助服务市场,多为按调频里程给予补偿，根据机组响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。
表1 电力辅助服务分类
来源：国家能源局《电力辅助服务管理办法》
2、电力市场交易
新型储能在明确独立并网主体地位后，可以进入电力现货市场进行交易，在电价低谷时购入电能，当电价较高时售出，利用峰谷价差套利。根据市场经验，峰谷价差0.7元/kWh是套利经济性的临界点。根据CNESA数据，2022年31个典型省市的总体平均价差为0.7元/kWh，正处于临界点，其中价差前三地区分别为广东省（珠三角五市）1.259元/kWh、海南省1.07元/kWh和浙江省0.978元/kWh。
表2 全国31典型省市平均峰谷电价差
来源：CNESA
3、容量补偿
2022年11月，国家能源局《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》引导各地区建立市场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。在新型储能靠电量电价难以维持经济性时，通过容量电价予以补偿。但总体而言，政策导向是将新型储能推向市场，容量电价仅作为保底手段，未来将逐步退出。
（二）新型储能商业模式
基于上述收益机制，新型储能可在不同场景下通过不同收益机制的组合建立商业模式，大致可分为三类：电源侧配储、用户侧配储和独立储能。
1、电源侧配储
电源侧配储常见“新能源+储能”模式，即结合新能源电站发展新型储能，其收益来源包括减少新能源弃风弃光的收益，提供电网辅助服务的收益，以及发展新能源配储的政府补贴等。“新能源+储能”模式一方面解决新能源发电间歇性问题，提高电量的利用率，提高发电收益；另一方面通过调峰调频辅助服务提高电网运行效率；此外，多地已出台新能源强制配储政策，配置比例多在10%以内，并对满足要求的发电企业按投资额进行补贴。
“新能源+储能”商业模式清晰，正处于快速推广阶段。但其在参与辅助服务市场和电力交易市场等方面的机制有待进一步完善，储能安全特性、涉网特性等还需要进一步开展实证验证。在经济性方面，收益仍集中在减少弃风弃光的收益，电力辅助服务收益占比较低，同时也较为依赖政策补贴，需要通过降低建设成本和提高收益水平来进一步激发市场参与的积极性。
2、用户侧配储
用户侧配储主要为工商业储能，首先作为新能源消纳的重要手段，与光伏等结合提高工商业的碳排放控制水平，可获取相应的政策补贴；其次保障工商业用电的稳定性和可靠性，提高生产经营效率；最后参与电力交易市场通过峰谷电价套利，也是目前最主要的收益来源。
随着国家“双碳”战略和电力市场化改革的推进，工商业储能具有广阔的发展空间。特别对于大工业用电而言，工商业储能能有效降低“两部制”电价的支出：一方面分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，减少实际用电费用；另一方面，储能系统可大幅降低容量电费。随着峰谷价差的拉大，工商业储能的经济性已经显著改善，在明确相应的市场机制后将迎来高速增长。
户用储能的商业模式与工商业储能类似，但由于我国实行居民峰谷电价的地区不多，且户用储能的容量较为有限，在峰谷价差套利上经济性不明显，因此主要的市场在海外电价高昂和稳定性差的地区，国内市场的成长有待政策进一步引导。
3、独立储能
独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电网公司签订并网协议，承诺归属电网公司管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。目前最常见的是共享储能模式，即把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。
共享储能可通过“容量租赁+辅助服务+峰谷价差套利”进行盈利，各个省份的政策存在差异，导致商业模式上存在不同侧重。如山东在新能源场站租赁费以外，还对现货市场节点电价差和按月度可用容量给予容量补偿费用；浙江以现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入为主；宁夏以优先发电量奖励、调峰收益和新能源容量租赁收益为主；山西则主要为一次调频收益。
总体而言，共享储能拥有较好的灵活性和广泛的适用场景，且投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，利于调动社会资本的投资积极性。其推广的关键在于各地区的政策导向，以及市场机制梳理，尤其是电力并网时与当地电网公司的利益分配机制。
04
发展建议
新型储能受动力电池的拉动得以成为当前的热门赛道，而在轰轰烈烈的全国加码布局之后，过剩的动力电池产能布局将在未来两三年内逐步显现，从而倒逼产业扩充应用场景。在当前阶段，应用场景相对清晰，但市场化的商业模式仍在持续探索，其核心是提高市场化收益，本质上需构建清晰的市场参与机制。
1、扩大新型储能的电力市场参与范围
在新能源消纳和削峰填谷外，破除市场主体参与电力市场的障碍，鼓励直接参与电力辅助服务和电力现货交易。电力辅助服务方面，推动各地方结合实际情况出台相应管理办法，明确市场主体参与电力辅助服务的内容、方式、收益机制等相关内容，如《山东省电力辅助服务管理实施细则》《江苏电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》《河南省电力市场运营基本规则（试行）》等，并进一步明确电力辅助服务的标准；电力现货交易方面，结合电力系统改革，将新型储能纳入统一的市场运行框架。
2、确立新型储能参与电力市场的价格体系
在电力辅助服务方面，调峰服务建立动态价格机制，实行供给侧竞价，推动市场发现真实价值；调频服务建立按效果付费机制，奖励快速响应资源。远期将现有的调峰调频市场与现货市场融合，用分时价格替代调峰机制，并推动能量与调频市场的联合运行。在电力现货市场建设方面，除按电量报价结算外，探索以储能容量使用权为标的的交易机制，灵活地实现运营委托，提高储能资源投资运营的经济性。
3、激发多样化市场主体活力
目前新型储能参与电力市场多以示范项目为主，需要进一步降低准入门槛，促进各种类型、各种产权性质的储能参与到市场中，特别是用户侧的闲置资源，具有较大的优化配置空间。以此为基础鼓励多样化市场主体共同竞争，在电源配储、用户配储之外支持独立储能发展，通过聚合分布式储能资源实现资源优化，并探索不同主体参与配电网侧直接交易模式，如“隔墙售电”等，提高市场主体参与储能投资的积极性。
参考文献
[1]张程翔,丁宁,尹峰,等.新型储能应用场景与商业模式综述[J].分布式能源,2022(001):007.
[2]陈启鑫,房曦晨,郭鸿业,等.储能参与电力市场机制:现状与展望[J].电力系统自动化,2021,45(16):15.DOI:10.7500/AEPS20210227001.
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作者|火石创造 曹伟华
原文标题 : 新型储能应用场景及商业模式分析
关键词：
