CNESA DataLink全球储能数据库日前不完全统计显示，今年一季度，我国共发布480个电力储能项目，储能规模共计103.6GW。在政策鼓励、电价改革等利好因素刺激下，储能行业迎来了高速增长期。中关村储能产业技术联盟副秘书长/研究总监岳芬指出，理想场景下，预计到2027年，中国新型储能累计规模将达到138.4GW，2023-2027年复合年均增长率为60.3%。 随着新能源装机的不断增长，储能发展正“风生水起”。2023年被诸多业界人士称为“国内工商业储能元年”，由于全国范围内峰谷差价不断加大，工商业储能开始显现盈利性，同时，储能市场也有大量新企业涌入，行业呈现“欣欣向荣”的景象。不过，为支撑新能源大规模发展，新能源与储能叠加带来的成本等问题，仍需模式创新和政策破局。 “顽疾”仍存 “建而不用”问题尚待解决

储能的持续火热，得益于其在新型电力系统中的作用。“构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着随机波动性强的风电和光伏将成为电力系统的主体。”上海正泰电源系统有限公司总经理周承军表示，“新能源+储能”的目的是为了充分发挥新型储能效率高、响应快、建设周期短的优势，提升新能源的消纳能力和电力系统的调节能力，确保电力系统的安全稳定运行。 但与此同时，新能源叠加储能带来的成本增加，则长期以来，“新能源+储能”受到诟病的“顽疾”之一。在周承军看来，新能源配置储能，很长时间内储能部分都是成本项，相当于增加了新能源电站开发商的投资成本。他指出，目前，新能源配置储能的收益模式问题需要解决，比如“成本主体和获益主体不一致”的问题和“收益来源单一”的问题。 对此，厦门科华数能科技有限公司常务副总裁崔剑也认为，目前，新能源配储项目的盈利模式尚未清晰。他表示，从经济性来看，当前，我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式，主要有削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理等模式，“从当前收益模式渐丰富的市场现状来看，未来单项目多层收益模式待发展。” “新能源+储能替代化石能源成为主体能源，已成为行业共识，但必须解决成本问题。”岳芬强调，新型储能的单位成本需要降低，至少要和抽水蓄能相当。她指出，整体上，新能源加储能，要能够提供化石能源所能提供的性能相同的可控能源，同时新能源加储能的发电价格还要不高于化石能源的价格，“要达到这样的目标，需要从技术和政策上进行持续推动。” 据岳芬介绍，近年来，二十多个省份发布了鼓励或强制新能源配置储能的政策，配置比例在5%-30%之间，时长大约为1-4小时。在新能源迅猛发展和强制配储政策推动下，2022年新增新能源配储装机规模占比达电源侧装机规模的91%，以光储和风储应用为主，占比分别为62%和19%，但新能源配储存在“建而不用”的问题。为此，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确推动储能与新能源协同发展，为新能源配置储能实现合理化成本疏导指明了方向。 模式创新 共享储能引领行业趋势

近年来，面对“新能源+储能”带来的经济性等问题，行业在模式创新方面做了诸多探索，其中，共享储能是重要的方向。“独立共享储能一方面具备多种获利模式并提升储能利用率，另一方面可为新能源场站节省配储成本，在2022年初以来迎来了快速发展。”崔剑指出，独立共享储能作为以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，未来市场增长空间巨大。 在崔剑看来，不同于新能源强制配储模式，独立共享储能具有共享租赁、市场化交易、辅助服务、容量电价补偿等多方面的盈利模式。他介绍，宁夏电投宁东基地200MW/400MWh独立共享储能示范项目一期于2022年年底并网，容量100MW/200MWh，是国内首个液冷储能的电力电子化应用。该项目采用科华数能S³液冷储能系统解决方案，项目可有效推动宁夏地区共享储能市场机制和商业模式的发展，对于新能源富集的西北地区储能的发展具有标杆作用。 岳芬表示，截至2021年底，中国已投运共享储能项目累计装机规模为894MW，而2022年一年，新增投运共享项目就达到2.27GW。她表示，多重因素决定市场化的共享储能/独立储能是“十四五”期间储能的主流发展形式，“当前独立共享储能受到国家及地方层面政策的大力支持，市场需求强烈，未来随着电力市场规则逐渐完善，独立共享储能将充分体现其商业价值，成为储能投资者的首选方案。” 除了共享储能，岳芬还介绍，用户侧储能聚合参与需求响应（未来成为虚拟电厂），也将成为助力新能源消纳的重要方式。她指出，在政策的大力推动下，江苏、广东等省，已经有用户侧储能项目参与到需求响应的调度中，为新能源消纳、电网调峰、缓解限电等做出了贡献。 对于用户侧储能，在周承军看来，在目前峰谷电价差逐渐拉大的趋势下，自发自用的分布式项目配置储能可以提高光伏发电自发自用的比例。他认为，分布式光伏配建储能可以结合充电、换电、隔墙售电、合同能源管理等综合能源业务场景，实现用户侧源网荷储的一体化发展和风光储氢、冷热电等多种能源的协同发展，实现区域内能源自给，推动分布式能源的绿色低碳、高质量发展。 协同破局 瞄准盈利模式核心问题

为解决储能的盈利等问题，除了寻求模式创新外，政策的协同发力也十分重要。岳芬认为，储能的应用政策应瞄准解决盈利模式等核心问题，基于储能作为灵活调节资源，可满足容量充裕度、备用、削峰填谷、新能源消纳等多种系统功能需求，允许储能提供多重服务，以允许其获得多重收益渠道。同时，要制定完善发电侧储能参与现货市场规则，建立快速调频、转动惯量、爬坡速率等新型辅助服务交易品种。 在岳芬还看来，未来需要加快推动新能源参与电力现货市场，建立储能与新能源联合参与市场的交易机制；并尽快建立和完善体现储能绿色价值的政策体系，建立“电-碳-证”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现，推动新能源和储能协同发展。 从储能长期健康发展的角度，崔剑建议进一步推进电力市场改革，优化交易机制，促进现货市场、中长期市场以及辅助服务的各种交易品种的政策明朗化，完善交易场景，拓宽储能收益渠道。同时，完善鼓励用户侧储能发展的价格机制，加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制。 对于电力现货市场，周承军则认为，储能参与电力现货市场和电力辅助服务市场的标准需要继续完善，通过健全的电力现货市场和电力辅助服务市场，能够对配置的储能逐步建立起投资收益模型，在一定程度上提高新能源配置储能的主动性。他还强调，新型储能商业模式的核心在于建立良好的电力市场机制，针对“储能谁来买单”的问题，要基于“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，成本由受益方共同承担。 “新能源配置储能一定要通过合适的市场机制和运行规则来实现其配置储能的经济性。”周承军表示，随着新能源装机容量越来越多，对电力系统的安全稳定运行带来了挑战，但配置储能的功率、时长等需要从电力系统整体最优的角度考虑，制定符合新能源运行的相关规则，通过最经济的手段来满足电网的要求。