2023中国新型储能行业发展白皮书第2期：新型储能市场概况

从应用层面来看，目前中国新型储能主要应用场景集中在电源侧、电网侧以及用户侧。

电源侧应用主要集中在提升新能源消纳能力，柔化新能源发电曲线，降低间歇性、波动性、随机性电源对电网的冲击。

电网侧主要应用在输电侧和配电侧两个方面，在输电侧配储有助于提高电网系统效率，移峰填谷、降低电源侧旋转备用与调频，同时可以平衡当地电网峰谷，作为局部地区调频资源统一调度。在配电侧配储则可以组建风光储充等微电网系统，提高供电可靠性和电能质量，保持电压、频率在合理范围，隔离电网冲击。

用户侧配储则可以削峰填谷，减少电费，平滑负荷曲线，降低容量电费用，并提供应急保电，时域性负荷临时供电等功能。

应用场景分布情况

从应用场景分布情况来看，可再生能源并网是中国储能市场的主力，以2022年已并网的储能项目应用领域为例，电源侧配储占比最大，超过49%，电网侧次之，用户侧最小，仅占8.36%。其中，电源侧光伏配储占比最大，达到58.6%；电网侧主要由多个独立共享储能构成，占比超过99%；用户侧工商业储能规模占比为98.6%。

随着各省市的峰谷价差拉大，部分省市可实现两充两放，加上限电政策的影响，预计工商业储能将会更加具有经济性，在2023-2025年逐渐发展成主要的增长点。

本期将集中介绍电源侧和电网侧储能应用情况。

首先明确电源侧储能的概念，电源侧储能是指在发电厂建设的电力储能设备，发电厂包括火电、风电、光伏等发电上网关口。电源侧储能的主要目的是提高发电机组效率，确保发电的持续性与稳定性，并储存超额的发电量。

当大规模可再生能源接入电网时，电源侧储能可以对可再生能源发电平滑调控，并降低对电网的冲击，同时也可以降低可再生能源弃风和弃光率，提高可再生能源的利用率。

据统计，电源侧锂电储能系统工程的建设成本大概为1.5-2元/Wh左右。整个储能电站的成本主要分为储能建设成本、储能系统运维成本以及财务成本，其中储能系统建设成本占比约83%，财务成本占比12%，系统运维成本占比5%。在储能系统建设成本中，电芯成本占比最高，约为55%。未来随着电芯价格回到合理区间，储能系统整体成本也呈现下降趋势。

以内蒙古某100MW光伏发电项目为例，测算光伏发电的内部收益率，该光伏发电站配套20MW/40MWh储能电站，光伏发电的平均利用率为98.3%，平均年工作时长1200小时，线性衰减率为0.5%/年，寿命为24年，光伏系统价格为4.13元/W，光伏上网电价为0.44元/kWh。储能系统效率为90%，系统年衰减率2%，综合成本为1.5元/Wh。强制配储的补贴价格为0.2元/kWh。储能电站的辅助服务收入为0.5元/kWh，整个项目贷款比例为70%，贷款10年，年利率6%。

可以看出，目前光伏+储能的经济效益很低，但是加上政策补贴以及辅助服务收益，内部收益率有所上升，因此，目前电源侧配储经济性的实现还是需要依靠政府补贴的助推。

二、电网侧

传统的电网通常是从发电站点到用电站点单向输送电能的，与传统电网相比，新型储能尤其是电化学储能具备快速响应和双向调节的技术特点，并具有环境适应性强、配置分散且短建设周期等技术优势。

当大规模可再生能源接入电网时，搭建电网侧储能系统可以为电网提供无功电压支撑，辅助调整系统频率，并通过添加新的节点于电网架构上，增加电力输送的多样性，提高电网的可靠性。

此外，储能技术的应用可以通过实时调整充放电功率以及自身系统状态，为电网侧提供储能系统装机容量的约2倍的调峰能力。尤其是在形成一定规模配置后，可以有效地缓解地区电网的调峰压力，提高高效的削峰填谷服务。

从定价机制划分,调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。早期国内主要对辅助服务进行固定补偿，后于2015年开始对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要包括：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格即最后一名中标者申报的价格，所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。

调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，部分地区还有现货补偿等其他形式，里程补偿主要依据调频里程计算,容量补偿主要依据调用容量计算，不同地区补偿标准差异较大。从价格机制看,调频市场化程度总体上低于调峰，部分地区未设立调频市场，也未明确储能的市场主体地位。

盈利模式方面，以独立储能盈利模式为例，目前各省普遍的收益模式为深度调峰补偿模式，在湖南、宁夏、河南、广西等地区存在“调峰补偿+容量租赁”模式，在山东、广州可以实现“现货市场+容量租赁+辅助服务补偿”的收益模式。

以电力现货市场发展较好的山东省为例，根据山东能源监管办等联合发布的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》，新型储能等新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用，容量补偿电价基准价为99.1元/兆瓦时，并按照电力系统发用电平衡情况根据谷系数、峰系数进行容量补偿调整。根据山东电力交易中心公开数据，有八个共计712MW/1504MWh的储能电站参与了电力市场，参与现货交易电量超2亿千瓦时。 

八个储能电站中，截至2023年1月29日，前五家电站合计参与市场天数为1590天，若2亿千瓦时是储能电站在现货市场的发电量,则每家电站每日平均发电量为125786度电/天。相比200MWh(200000度电)容量，仅实现约0.62次/每天，这反映了储能设施效利用率低的现状。

选取《山东电力现货市场2023年1月结算试运行工作日报》中的发、用电侧电价和0.62次/天的调用数据，估算储能电站的效益情况。取0.6元/度的估计平均价差计算，项目运营周期按照10年，项目造价按照均值2250元/kWh，10年共计调用次2263次，单次调用成本=0.994元/次。

因此，若不考虑政策补贴和新能源配储容量租赁的收益，在当前利用现状下，距离静态的收益达成相距甚远。但目前山东独立（共享）储能的收益主要来自于电力现货市场套利、容量租赁和容量补偿三部分。假设山东储能租赁价格为150元/kWh每年，租赁比例为80%，100MW/20OMWh的储能电站每年租赁收益2400万元。根据山东省容量补偿计算规则，参照地方政府对光伏、风电行业的补贴政策，100MW/200MWh项目一年可获得的容量补偿约为330万元。

不过，随着鼓励优惠政策的到期，在容量补偿上的预期收益将不断走低，要提高储能电站的经济性，最直接地还是提升整体系统效率，结合市场预测、充放策略、尖峰时段以及根据性能开展辅助服务,以获得增值收益。

（本文内容为笔者对EESA储能领跑者联盟《2023中国新型储能行业发展白皮书》报告的部分摘录以及笔者阅读过程中的个人观点，欢迎大家批评指正。）