储能市场的发展态势与思考 丨龙志刚专栏

(相关资料图)

作者：魏建峰 | 河南省交通规划设计研究院股份有限公司，河南省交通运输战略发展研究院，河南省枢纽经济与产业发展研究中心

引言：随着可再生能源规模逐渐增大，可再生能源正逐步代替传统化石能源成为我国主体能源之一，为了推动可再生能源高质量发展，缓解“弃风”、“弃光”现象，因此，迫切需要加快储能设施建设。2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。进一步明确了储能是实现我国“碳达峰、碳中和”目标、保障我国能源安全的重要装备基础和关键支撑技术。

一、储能市场发展潜力可观

目前，国际公认全球80％以上的二氧化碳等温室气体排放来自于化石能源的使用，我国作为全球二氧化碳排放总量最高的国家，电力行业排放占比高达41％，在国家经济态势快速发展的情况下，碳排放压力日益增大，因此摆脱对化石能源的依赖，大力发展新能源，推动能源清洁低碳高效利用对于我国碳达峰碳中和目标的实现具有重要意义。2022年，我国风电、光伏发电新增装机连续第三年突破1亿千瓦，达到1.25亿千瓦，占可再生能源新增装机的82.2%，再创历史新高，已成为我国电力新增装机的主体。全年风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，同比增长21%。

中国新增风光发电装机容量图

（数据来源：国家能源局、中电联，iFinD）

但风电、光伏发电高度依赖于天气状况，具有不稳定、波动性大等特点，无法匹配用户侧需求变化，使得电网内负荷峰谷差现象日趋严重，源随荷动的平衡模式难以为继，电网系统平衡调节能力亟待提升。因此，通过储能系统与风电、光伏等间歇性可再生能源相结合的应用形式，依靠源网荷储协调互动，提高清洁能源的利用效率、充分发挥负荷侧调节能力，打破能源领域低碳清洁、供给充足、成本低廉不可兼得的僵局，已成为新能源领域重要发展方向。

根据国家能源局预测，2025年新型储能装机规模将超过3000万千瓦，年均增速达50%以上。新型储能将在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。

二、储能技术日益成熟

根据能量存储的方式，储能技术一般可分为机械储能、电磁储能和电化学储能三类，其中机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，电化学储能主要包括铅酸电池储能、锂离子电池储能、钠硫电池储能、液流电池储能等，电磁储能主要包括超级电容器储能、超导储能等。各类储能方式均具有独特属性，储能原理也有较大差异。

储能方式分类图

抽水蓄能是目前最成熟的储能技术，其利用水资源高低势能差以实现电网负荷调节，最常见到的应用方式是高坝水电站，储能容量可达几千兆瓦特以上，但其受地域情况限制较大。

压缩空气储能是一种基于汽轮机技术的能量存储系统，通过将空气先压缩，再膨胀做功发电，在容量、放电时间、功率等级、成本等方面都与抽水蓄能技术相近，在要求大规模储能而抽水蓄能又受地域情况限制的情况下，压缩空气储能将有广阔的应用前景。

飞轮储能系统利用电动机带动飞轮高速旋转实现电能的存储和释放，其能量转化率高，功率密度大，充放电速率高，可以达到毫秒级响应，主要应用于不间断电源、制动动能回收、电磁弹射、微电网调频等多个领域。

超级电容器通过极化电解质储能，是一种具有大容量储能能力和快速响应能力的电容器，具有高功率、长循环寿命等优势，目前被广泛应用于交通运输、电网设备和工业等领域。

超导储能系统是电力电子技术和超导技术有机结合的产物，利用超导磁体环流在零电阻下无能耗运行持久地储存电磁能，需要时再将电能输出给负载，且能够在短路情况下运行，是灵活交流输电的理想元件之一，对改善现代电网的品质意义重大。

电化学储能通过锂离子电池、钠流电池等不同类型电池完成能量的储存、释放和管理过程，其中锂离子电池占主导地位，约为全球电化学储能装机规模的92%，是目前应用最广泛、最重要的电化学储能技术。

三、储能优势日益凸显

随着风电、光伏发电容量在电力系统中所占比例的持续增加，大规模随机性和难预测性电力的集中接入使得电网在功率平衡和稳定控制等方面的问题日益复杂，电力系统的安全运行面临极大的挑战。而具有快速响应能力的储能技术的接入能够有效实现电力系统在各种工况下功率和能量的平衡，从而保障电网安全经济运行，提高风电、光伏发电等的利用效率。

以抽水蓄能为例，其蓄能电站主要由处于高海拔位置的上水库、低海拔位置的下水库、输水系统、发电装置和开关站等部分组成。抽水蓄能电站能够使电能在时间和空间上得到合理的分配和利用，从而实现电力系统达安全运行，提高电能利用效率的目的，主要表现在以下几个方面：

消峰填谷：在用电低谷时，利用电能抽水至上水库，将电能以水的重力势能形式进行存储，在用电高峰时再放水至下水库，通过发电机将水的重力势能转换为电能。一抽一放将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，节约能源，同时实现峰谷套利。

调频功能：抽水蓄能电站机组能够实现在两分钟之内从启动达到额定功率运行，维持电流频率的稳定，并且具有较强可控性。

调相功能：抽水蓄能电站通过进相和迟相两种运行方式进行调相，因为其选址比一般水电站更接近负荷，因此具有较好调相功能。

事故备用功能：抽水蓄能电站一般具有较大容量的水库库容，在电网发生故障时，能够快速响应，保证重要用电户的供电可靠性。

黑启动功能：当电力系统发生大规模停电事故时，抽水蓄能电站可以在短时间内起动，从而快速解决电力系统故障。

四、储能盈利模式日益清晰

国外储能市场起步较早，已形成完善的盈利模式。以抽水蓄能电站为例，其盈利模式包括垂直一体化内部结算模式，即电站由一体化的电力公司所有并统一运营；独立参与市场模式，即在建立了竞争性批发电力市场的地区（如英国），抽水蓄能电站产权独立于电网，其发电、配电、售电参与市场化竞争，通过峰谷套利方式实现的收入约占三至四成，参与辅助服务获得的收入约占六至七成；租赁模式，即抽水蓄能电站所有权亦独立于电网，抽水蓄能电站产权的拥有企业将电站租赁给电网运营管理，其盈利来源为电站运营权的让渡价值。

目前我国的储能应用于电力系统的各个环节，从电源侧、电网侧、用户侧来看，其盈利模式各有不同：

从电源侧来看，是指储能装置接入在电源厂站内部或汇集站侧的新型储能系统，其主要功能为联合可再生能源发电并网运行、联合火电机组调峰调频、独立调峰调频等。配置在新能源电站的储能系统，平滑新能源出力，同时实现暂态有功出力响应、暂态电压紧急支撑等，因此，其收益主要来源于参与调峰和弃电存储。配置在火电厂的储能系统，通过将火电机组和储能设施进行联合调频，从而提升火电机组的调频性能指标，收益主要来源于参与调频辅助服务交易获取的补偿性收益。目前国内调频辅助服务市场或调频需求较大的省份主要为广东、山西、甘肃。

从电网侧来看，是指建设在专用站址或已建变电站内的直接接入公用电网的储能系统，其功能主要表现为延缓电网投资、参与电网调峰调频、承担事故备用、改善电能质量等。但目前还未形成成熟的盈利模式，其投资主体主要为电网公司的综合能源公司，投资模式主要为购买储能服务模式和租赁模式，收益主要来源于电力辅助服务交易。

从用户侧来看，是指建设在电力用户内部或邻近场地，并接入用户内部配电网的储能系统，其主要功能为以市场化方式为用户提供削峰填谷、需求响应、备用电源、需量管理等。用户侧储能主要应用于园区用户和大工业用户，其主要通过实施消峰填谷，利用峰谷价差套利降低用电成本；参与需求响应，通过响应电网调度、帮助改变或推移用电负荷获取收益；需量管理，通过削减用电尖峰，降低基本电费。

五、储能行业存在问题

01缺少政策长效机制

由于各地市相关辅助服务政策不一，且缺乏政策稳定性，导致储能系统投资建设市场恶性竞争激烈，权责不对等，使收益较为局限，难以弥补储能项目的投资成本。一定程度上制约了投资者参与储能系统建设的积极性。

02尚未形成标准体系

储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，由于缺乏储能技术的标准体系，储能系统并网验收标准不够完善，缺乏对储能系统调度频次、充放电次数等的明确规定，导致储能产品的质量和安全无法保证。

03集成设计参差不齐

储能集成系统包括直流侧管理、电气安全、系统控制、设备优化匹配、电池健康、安全联动保护管理等多个方面，由于缺乏系统集成设计、电池管理系统、电能管理系统、日常管理技术等储能相关标准，导致储能集成设计参差不齐，阻碍储能系统高安全、低成本、智能化发展。

04储能电站单位成本较高

由于储能尚未实现规模化应用，储能技术成本投入拉高储能电站项目整体成本。此外，铜、铝、锂等各类原材料价格涨幅巨大，储能电站开发、土地使用、电网接入、并网验收等也无形拉高了储能系统的投资成本，成为制约储能行业发展的主要原因之一。

六、储能行业发展建议

01保持储能政策的稳定性和可持续性

各省市应积极响应国家储能的大政方针，结合本省市固有特征，考虑经济增长的可持续性，立足当前、着眼长远，保持储能政策的连续性稳定性可持续性，不“急转弯”，形成政策长效机制，努力为储能产业构建一个公平的政策环境，引导市场健康合理发展。

02完善储能技术的标准体系

参考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相关标准，从储能系统的设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等各个环节入手，制定储能系统并网评价标准，同时建立严格的验收测试规范并严格执行，确保储能系统更好地服务于电网系统。

03严格把控储能设计

从储能系统直流侧管理、电气安全、系统控制、设备优化匹配、电池健康、安全联动保护管理等多个方面入手，制定明确且完善的系统集成设计、电池管理系统、电能管理系统、日常管理技术等的标准，加强储能系统的可调度性能测试，确保储能系统更好地支撑电网运行的稳定性。

04建立储能价值评价体系

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