近一年來(lái),國家到地方各層面密集出臺一系列儲能利好政策。國內外大規模儲能項目陸續啟動(dòng),儲能技術(shù)進(jìn)步迅猛。與此同時(shí),調峰、調頻輔助服務(wù)和峰谷電價(jià)套利是中國電化學(xué)儲能當前最主要的收益渠道,ups儲能產(chǎn)業(yè)呈現蓬勃發(fā)展的良好局面。

　　一、市場(chǎng)規模

　　據中國能源研究會(huì )儲能專(zhuān)委會(huì )不完全統計，截至2021年底，中國已投運的儲能項目累計裝機容量（包括物理儲能、電化學(xué)儲能以及熔融鹽儲熱）達到45.93GW，同比增長(cháng)29%。其中，抽水蓄能新增規模居首，為8.05GW；電化學(xué)儲能緊隨其后，投運規模達1.87GW/3.49GW時(shí)，規劃在建規模超過(guò)20GW。新能源配置儲能以及獨立儲能是新增裝機的主要支撐。

　　隨著(zhù)新型電力系統的構建,新能源裝機規模不斷增長(cháng),新能源消納壓力隨之增大,大規模儲能電站建設可有效緩解新能源消納并網(wǎng)難題、平抑新能源出力波動(dòng),百兆瓦級別的儲能電站開(kāi)發(fā)正在加速。

　　二、扶持政策及市場(chǎng)環(huán)境

　　1.首次從國家層面明確儲能裝機規模目標

　　2021年以來(lái),儲能政策頻頻發(fā)布。國家層面明確“十四五”及中長(cháng)期新型儲能發(fā)展目標與重點(diǎn)任務(wù),為儲能在“十四五”時(shí)期的發(fā)展明確了方向。2022年3月21日,國家發(fā)展改革委、國家能源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》,提出到2025年,新型儲能從商業(yè)化初期向規?；l(fā)展轉變,到2030年,實(shí)現新型儲能全面市場(chǎng)化發(fā)展。22日,《“十四五”現代能源體系規劃》發(fā)布,明確到2025年,非化石能源消費比重提高到20%左右,非化石能源發(fā)電量比重達到39%左右;抽水蓄能裝機容量達到6200萬(wàn)千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬(wàn)千瓦左右。根據《抽水蓄能中長(cháng)期發(fā)展規劃(2021-2035年)》,到2025年,中國抽水蓄能投產(chǎn)總規模6200萬(wàn)千瓦以上;到2030年,投產(chǎn)總規模1.2億千瓦左右;根據《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》,到2025年,中國抽水蓄能以外的新型儲能裝機容量達到3000萬(wàn)千瓦以上。這在國家層面首次明確了新型儲能的裝機目標。在國家層面出臺政策的同時(shí),各地也根據當地能源稟賦制定相關(guān)目標。青海省提出到2025年建成并網(wǎng)新型儲能規模達到600萬(wàn)千瓦以上,內蒙古的目標是500萬(wàn)千瓦,山東的目標是450萬(wàn)千瓦,三省目標占到全國目標的一半。部分省份雖未明確儲能具體裝機規模,但也基本按照新能源裝機比例10%～20%、連續儲能時(shí)長(cháng)2小時(shí)以上進(jìn)行配置。

　　2.進(jìn)一步完善價(jià)格機制,催生更多應用新模式

　　在電價(jià)政策方面,《關(guān)于“十四五”時(shí)期深化價(jià)格機制改革行動(dòng)方案的通知》首次明確要建立新型儲能價(jià)格機制,《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制的意見(jiàn)》明確以競爭性方式形成電量電價(jià),將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收。當前,針對抽水蓄能?chē)乙呀?jīng)出臺了容量電價(jià)機制,但發(fā)展空間更大的新型儲能卻無(wú)法同等享受容量電價(jià)政策,新型儲能電源和負荷雙重屬性使其參與市場(chǎng)身份難以界定,價(jià)格機制的形成難度很大。此外,2021年7月29日,國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》,要求進(jìn)一步完善峰谷電價(jià)機制,合理確定峰谷電價(jià)價(jià)差。上年或當年預計最大系統峰谷差率超過(guò)40%的地方,峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1,其他地方原則上不低于3:1;尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎上上浮比例原則上不低于20%。隨后,全國各地紛紛出臺相應政策,均在不同程度上拉大峰谷價(jià)差電價(jià)。

　　3.加快新能源與ups儲能協(xié)調發(fā)展

　　《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)建設有關(guān)事項的通知》首次將新型儲能作為市場(chǎng)化落實(shí)并網(wǎng)條件之一?！蛾P(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買(mǎi)調峰能力增加并網(wǎng)規模的通知》首次在國家層面明確自建/購買(mǎi)調峰儲能的比例,要求超過(guò)電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例(時(shí)長(cháng)4小時(shí)以上)配建調峰能力,按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng);超過(guò)電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規模初期按照15%的掛鉤比例購買(mǎi)調峰能力,鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買(mǎi)。在一系列利好政策推動(dòng)下,新能源+ups儲能項目快速在全國范圍內鋪開(kāi)。

　　4.新版“兩個(gè)細則”明確儲能市場(chǎng)主體地位

　　2021年12月21日,國家能源局正式發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》,明確將電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、飛輪等新型儲能納入并網(wǎng)主體管理,并且鼓勵新型儲能、可調節負荷等并網(wǎng)主體參與電力輔助服務(wù)。新版“兩個(gè)細則”,明確了ups儲能的市場(chǎng)主體地位,推出“新的交易品種”、完善成本分擔機制、建立競爭性的市場(chǎng)價(jià)格機制,為儲能開(kāi)拓了市場(chǎng)獲益空間。

　　三、收益來(lái)源及商業(yè)模式

　　在我國,調峰、調頻輔助服務(wù)和峰谷電價(jià)套利是電化學(xué)儲能當前最主要的收益渠道,調峰市場(chǎng)屬于電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的一部分。目前,中國已有20余省份啟動(dòng)電力輔助服務(wù)市場(chǎng),但都在市場(chǎng)建設初期,主要的交易品種就是調峰,部分地區輔以調頻。儲能參與調峰輔助服務(wù)主要集中在東北、山東等省區,參與調頻輔助服務(wù)主要集中在浙江、江蘇、山西、蒙西、寧夏等省區。隨著(zhù)可再生能源滲透率的不斷提升,輔助服務(wù)的需求會(huì )相應增長(cháng)。但從另一方面看,與儲能高效合理應用相配套的市場(chǎng)機制和政策環(huán)境還存在諸多缺失。當前,中國電力市場(chǎng)建設處于起步階段,輔助服務(wù)市場(chǎng)機制尚未成熟,儲能等優(yōu)質(zhì)調節資源從中獲得的響應補償并不能完全反映其對電力系統的貢獻,相應的成本支付也未能通過(guò)市場(chǎng)向實(shí)際受益方傳導,目前僅僅通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)獲利還無(wú)法完全覆蓋儲能的投資成本。峰谷電價(jià)差套利是用戶(hù)側儲能最重要的商業(yè)模式,目前主要集中在廣東、浙江、江蘇等省,浙江是實(shí)打實(shí)的兩充兩放,方便投資者更好計算收益。如果后續各省按相應政策拉大峰谷電價(jià)差,用戶(hù)側儲能有可能在更多地區具備經(jīng)濟性。目前共有19省區的最大峰谷電價(jià)差超過(guò)0.7元/千瓦時(shí),與2021年12月的電價(jià)相比,有14省電價(jià)差異呈增大趨勢。