我們知道，風電光伏發(fā)電裝機規(guī)模不斷擴大，成為我國新增裝機和新增發(fā)電量的雙重主體。

　　然而，新能源的間歇性、隨機性、波動性特點決定了，這種能源形式會快速消耗電力系統(tǒng)靈活調節(jié)資源。新能源并網遇到了一些問題。

　　配套儲能系統(tǒng)可以減少棄風，提高經濟效益，減少新能源發(fā)電對電網帶來的沖擊，提高電網穩(wěn)定性與計劃性，進而改善電能質量，輔助新能源并網。

　　另外，隨著新能源發(fā)展規(guī)模壯大，政策鼓勵新能源與儲能結合，參與電力市場交易。但是在這個過程中，電價的波動讓很多企業(yè)遇阻。有些省份新能源上網電價甚至出現報零。新型儲能參與電力市場交易如何實現最大收益?

　　根據國家能源局發(fā)布的數據，截至今年6月底，全國已建成投運新型儲能項目，累計裝機超過17.33GW，上半年新投運的整體規(guī)模約8.63GW，相當于此前歷年累計裝機規(guī)?？偤?。儲能賽道擁堵，儲能發(fā)展過熱了嗎?然而，目前儲能的利用率只有不到6%。這個悖論又該如何理解?

　　新型儲能一直沒有明確的商業(yè)模式。近年來，隨著國內分時電價的完善和高耗能企業(yè)電價的上漲，工商業(yè)儲能的經濟性明顯增強。從更大范圍來看，利用率僅有6%的新型儲能又將如何打通商業(yè)模式?

　　第一光儲梳理了11月2日上午，國網能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所所長李瓊慧在“SNEC ES+2023國際儲能展”上，以《新型儲能商業(yè)模式及交易機制探討》為題的演講，解答全行業(yè)關于以上幾個熱點的疑問。

　　李瓊慧認為，儲能真正的商業(yè)化、規(guī)?；瘧枚荚谄鸩诫A段。新型電力系統(tǒng)中，電力系統(tǒng)由源網荷三要素變成源網荷儲四要素。新型儲能的源網荷儲，“儲”是重要的要素。

　　“把新型儲能當做抽水蓄能去用，那就有點白瞎了”

　　“商業(yè)模式一定是在分布式找機會”

　　關于新型電力系統(tǒng)最新的定義，一定要把新型儲能和抽水蓄能的差異化在應用中充分考慮，否則我們只有大儲，把新型儲能當做抽水蓄能去用，那就有點白瞎了。

　　因為新型儲能發(fā)展最主要的動力還是高比例新能源，新能源最主要的特征是能量密度低，能量密度低最簡單、最經濟的利用方式是就近利用。中國的工業(yè)化沒有完成，未來不可能全是分布式，但是分布式一定要比過去多很多。

　　有一個估算需要在實踐中不斷去更新：在未來相對成熟相對經濟的系統(tǒng)里，分布式的占比應該是30%多，這是比較合理的比例。新型儲能跟抽蓄有區(qū)別，也有重疊的部分。我們更多要重點關注總書記講的三大創(chuàng)新，商業(yè)模式創(chuàng)新是原來從來沒有提過的，商業(yè)模式一定是在分布式找機會，或者源網荷儲一體化，這樣才是商業(yè)模式創(chuàng)新最好的點。如果跟大儲、抽蓄一樣，商業(yè)模式創(chuàng)新是很難的。

　　第二，未來新增電力裝機主要以新能源為主，其實從國家的若干文件里面已經明確強調了，以儲能和調峰能力為基礎，要建設以儲能和調峰能力為支撐的新型電力發(fā)展機制。

　　儲能和調峰能力并不完全對等，這里面強調儲能和調峰能力為基礎的電力發(fā)展裝機，也是在強調抽蓄和新型儲能的差異化。

　　“未來的電力系統(tǒng)一定是源網荷儲共同承擔消納責任”

　　“不該認為是強制配儲”

　　電力市場是我們未來儲能應用場景。儲能不再能奢望像過去一樣，在風光發(fā)展初期有電價、投資的補貼，這種可能性不是特別大。未來依靠市場才是真正的王道。

　　特別強調，未來的電力系統(tǒng)一定是源網荷儲共同承擔消納責任，所以有人說強制配儲，這不合理。源側配儲更多是源側承擔責任的一種體現，而不該認為它是強制性的配儲。未來這么高的新能源比例一定是強調源網荷儲，這也是原來的電力系統(tǒng)跟當前的區(qū)別。

　　新型儲能目前利用的情況怎么樣?對于6%大家也做過研究，我們算利用小時數一定要用合理的利用小時數作為分母，實際的小時數除以合理的利用小時數，算出來才是真正的利用率。

　　所以儲能合理的利用率肯定跟常規(guī)機組是不一樣的，根據常規(guī)發(fā)電機組8760h序列是不合理的。我們火電一般合理的利用率按5000算，儲能較抽蓄正常的利用小時數一般不超過2000。

　　對于儲能到底利用率應該怎么算?國家也在出標準。儲能發(fā)展初期也存在一些問題，從調用方式來看，主要分為非市場化調用和市場化調用，市場化調用有些自調用、戶用的和有些源側在場站內建的。目前從共享儲能、獨立儲能來看，大部分是市場化的調用、參與。

　　“電源側配建儲能利用率較低”

　　“網荷儲一體化配的儲能，不能作為獨立儲能運營”

　　從目前的統(tǒng)計來看，大概有55%的獨立儲能參與各種類型的市場，目前國內現貨有14個省實現了現貨，今年要求所有的省實現現貨，開展長周期結算。

　　有45%獨立儲能沒有參與市場，有的是自調用，也有的是接受調度調用。

　　配建的儲能主要是源側的儲能，目前問題最多的是源側儲能。電源側配建的儲能利用率不高，因為很多源側配儲按照原來的文件除了保障性規(guī)模以外，開發(fā)商還有意愿建設新能源，通過寄賣或者自建調節(jié)能力，來增加裝機。所以配儲當時的目的不是為了用，而且為了拿到新能源的規(guī)模。這塊的主要利用率是比較低的，未來要解決的方向是這塊。

　　按照國家能源局文件，一部分可以轉變?yōu)楠毩δ埽俏募锩嫣貏e強調源網荷儲一體化配的儲能不能拿出來作為獨立儲能運營，所以可以部分作為配建儲能，部分作為獨立儲能來用，用戶側主要是按照峰谷電價的引導，基本屬于自調用的模式。

　　“允許儲能參與市場”

　　“在運新型儲能電站注冊率55%”

　　目前新型儲能參與市場的現狀，實際上國家能源局在2021年底發(fā)的新的兩個細則里明確給予了指導。我們的文件叫《發(fā)電管理辦法》，這個文件已經給予了儲能市場的地位，允許儲能參與市場，只不過各個省市場的進度不一樣，各個省的電力市場也不一樣。

　　其實電力市場是非常有個性化的，共性是市場化。全球沒有統(tǒng)一的電力市場，咱們國家也是。目前允許參與市場，但是在不同的省參與市場的方式略有區(qū)別。

　　對于參與調峰市場，一般要求至少是4MW/10MWh，一般的補償價格在2毛錢左右。南方電網的兩個細則給予調峰的補償價格最高，甘肅建立了首個調峰容量市場，也是電力市場的創(chuàng)新。它給予儲能參與調峰容量市場的補貼上限是每兆瓦時300元。

　　參與調頻市場最早的是山西，目前也有7個省允許參與調頻輔助服務市場，特別是山西提出了按照里程報價的方式，按效果補償。去年6月份國家能源局出臺了《關于推動新型儲能參與電力市場和調用的通知》，出臺以后，各大電網企業(yè)也在研究怎么提高儲能的利用水平。

　　截至今年6月底，目前在運的新型儲能電站大概是645個，裝機規(guī)模大概接近1600萬。在電力交易平臺注冊的只有169個，注冊的規(guī)模大概是860萬，只占到55%。

　　參與市場交易的新型儲能是55個，規(guī)模占儲能裝機的規(guī)模28%左右的情況。關于各省參與電力市場現貨調峰輔助服務市場，各有不同，但是各個省都在想辦法，山東是非常有特色的。

　　從目前的收益模式來看，沒有開展電力現貨的省份包括湖南、寧夏，主要是以容量租賃輔助服務補償為主。青海最新的規(guī)則是通過支持共享儲能，主要推共享儲能的模式，現在獲得收益比較好。

　　山東是三種方式：儲能既有容量租金，按照配建的規(guī)則，給參與配建的新能源場站賦一些容量租賃的費用，從現貨市場獲得價差套利，在輔助服務市場給它一個容量電價。

　　山西主要是現貨獲得價差的套利，通過一次調頻，山西的調頻輔助服務市場也是比較有特色的。甘肅主要是利用現貨的價差套利和輔助服務的市場來獲得收益，其搞了一個調峰的容量市場機制。用戶側主要是利用工商業(yè)的峰谷價差，和需量電費收益。這種只要價差達到一定程度，盈利水平也是可觀的，現在的問題是盈利水平能有多長時間。

　　“一定要關注四種商業(yè)模式”

　　“將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放”

　　一定要關注未來儲能的四種可能實現的商業(yè)模式：

　　一，電源側配儲能。雖然目前說強配會有些問題，可能將來會通過其他方式解決。其實這個強配也是通俗的說法，文件里說的是如果保障性規(guī)模之外需要額外增加并網規(guī)模的，需要通過購買或者自建調峰能力來增加電網的規(guī)模。源側未來更多是通過經濟激勵，鼓勵源側配儲;風光荷儲多能互補，總書記在江西考察專門提到“源網荷儲一體化”，這一類的儲能可能也是必不可少的。

　　二，共享儲能。既然是共享，可能要通過收取容量費用，因為共享是在一定范圍內的。這種模式國家也在去年6月的文件里強調，電網企業(yè)也允許。

　　三，電網替代型儲能。國家相關文件中也提到，并鼓勵電網企業(yè)建一部分以實現電網功能為主的儲能。電網替代型儲能主要的應用場景包括作為應急電源、邊遠地區(qū)的容量替代，以及提升風電服務質量。儲能市場沒這么熱的時候也是作為鼓勵市場發(fā)展的一種途徑。

　　四，用戶側有光伏+儲能模式等獨立儲能。

　　國家鼓勵儲能參與市場。儲能將來肯定從一充一放到一充多放到隨充隨放，一充多放和隨充隨放在市場獲得的價值肯定也不一樣。

　　來源：第一光儲 文/雨哥