近一年來,國家到地方各層面密集出臺一系列儲能利好政策。國內(nèi)外大規(guī)模儲能項目陸續(xù)啟動,儲能技術(shù)進步迅猛。與此同時,調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務和峰谷電價套利是中國電化學儲能當前最主要的收益渠道,ups儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)蓬勃發(fā)展的良好局面。

　　一、市場規(guī)模

　　據(jù)中國能源研究會儲能專委會不完全統(tǒng)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、電化學儲能以及熔融鹽儲熱）達到45.93GW，同比增長29%。其中，抽水蓄能新增規(guī)模居首，為8.05GW；電化學儲能緊隨其后，投運規(guī)模達1.87GW/3.49GW時，規(guī)劃在建規(guī)模超過20GW。新能源配置儲能以及獨立儲能是新增裝機的主要支撐。

　　隨著新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建,新能源裝機規(guī)模不斷增長,新能源消納壓力隨之增大,大規(guī)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,百兆瓦級別的儲能電站開發(fā)正在加速。

　　二、扶持政策及市場環(huán)境

　　1.首次從國家層面明確儲能裝機規(guī)模目標

　　2021年以來,儲能政策頻頻發(fā)布。國家層面明確“十四五”及中長期新型儲能發(fā)展目標與重點任務,為儲能在“十四五”時期的發(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)展實施方案》,提出到2025年,新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變,到2030年,實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。22日,《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)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6200萬千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》,到2025年,中國抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上;到2030年,投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右;根據(jù)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》,到2025年,中國抽水蓄能以外的新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。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,各地也根據(jù)當?shù)啬茉捶A賦制定相關目標。青海省提出到2025年建成并網(wǎng)新型儲能規(guī)模達到600萬千瓦以上,內(nèi)蒙古的目標是500萬千瓦,山東的目標是450萬千瓦,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(guī)模,但也基本按照新能源裝機比例10%～20%、連續(xù)儲能時長2小時以上進行配置。

　　2.進一步完善價格機制,催生更多應用新模式

　　在電價政策方面,《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》首次明確要建立新型儲能價格機制,《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確以競爭性方式形成電量電價,將容量電價納入輸配電價回收。當前,針對抽水蓄能國家已經(jīng)出臺了容量電價機制,但發(fā)展空間更大的新型儲能卻無法同等享受容量電價政策,新型儲能電源和負荷雙重屬性使其參與市場身份難以界定,價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《關于進一步完善分時電價機制的通知》,要求進一步完善峰谷電價機制,合理確定峰谷電價價差。上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方,峰谷電價價差原則上不低于4:1,其他地方原則上不低于3:1;尖峰電價在峰段電價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差電價。

　　3.加快新能源與ups儲能協(xié)調(diào)發(fā)展

　　《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》首次將新型儲能作為市場化落實并網(wǎng)條件之一?！蛾P于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》首次在國家層面明確自建/購買調(diào)峰儲能的比例,要求超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例(時長4小時以上)配建調(diào)峰能力,按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng);超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照15%的掛鉤比例購買調(diào)峰能力,鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買。在一系列利好政策推動下,新能源+ups儲能項目快速在全國范圍內(nèi)鋪開。

　　4.新版“兩個細則”明確儲能市場主體地位

　　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(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》,明確將電化學儲能、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(diào)節(jié)負荷等并網(wǎng)主體參與電力輔助服務。新版“兩個細則”,明確了ups儲能的市場主體地位,推出“新的交易品種”、完善成本分擔機制、建立競爭性的市場價格機制,為儲能開拓了市場獲益空間。

　　三、收益來源及商業(yè)模式

　　在我國,調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務和峰谷電價套利是電化學儲能當前最主要的收益渠道,調(diào)峰市場屬于電力輔助服務市場的一部分。目前,中國已有20余省份啟動電力輔助服務市場,但都在市場建設初期,主要的交易品種就是調(diào)峰,部分地區(qū)輔以調(diào)頻。儲能參與調(diào)峰輔助服務主要集中在東北、山東等省區(qū),參與調(diào)頻輔助服務主要集中在浙江、江蘇、山西、蒙西、寧夏等省區(qū)。隨著可再生能源滲透率的不斷提升,輔助服務的需求會相應增長。但從另一方面看,與儲能高效合理應用相配套的市場機制和政策環(huán)境還存在諸多缺失。當前,中國電力市場建設處于起步階段,輔助服務市場機制尚未成熟,儲能等優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)資源從中獲得的響應補償并不能完全反映其對電力系統(tǒng)的貢獻,相應的成本支付也未能通過市場向?qū)嶋H受益方傳導,目前僅僅通過輔助服務市場獲利還無法完全覆蓋儲能的投資成本。峰谷電價差套利是用戶側(cè)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,浙江是實打?qū)嵉膬沙鋬煞?/span>,方便投資者更好計算收益。如果后續(xù)各省按相應政策拉大峰谷電價差,用戶側(cè)儲能有可能在更多地區(qū)具備經(jīng)濟性。目前共有19省區(qū)的最大峰谷電價差超過0.7元/千瓦時,與2021年12月的電價相比,有14省電價差異呈增大趨勢。