近一年來(lái),國(guó)家到地方各層面密集出臺(tái)一系列儲(chǔ)能利好政策。國(guó)內(nèi)外大規(guī)模儲(chǔ)能項(xiàng)目陸續(xù)啟動(dòng),儲(chǔ)能技術(shù)進(jìn)步迅猛。與此同時(shí),調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)和峰谷電價(jià)套利是中國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能當(dāng)前最主要的收益渠道,ups儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)蓬勃發(fā)展的良好局面。

　　一、市場(chǎng)規(guī)模

　　據(jù)中國(guó)能源研究會(huì)儲(chǔ)能專委會(huì)不完全統(tǒng)計(jì)，截至2021年底，中國(guó)已投運(yùn)的儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)容量（包括物理儲(chǔ)能、電化學(xué)儲(chǔ)能以及熔融鹽儲(chǔ)熱）達(dá)到45.93GW，同比增長(zhǎng)29%。其中，抽水蓄能新增規(guī)模居首，為8.05GW；電化學(xué)儲(chǔ)能緊隨其后，投運(yùn)規(guī)模達(dá)1.87GW/3.49GW時(shí)，規(guī)劃在建規(guī)模超過(guò)20GW。新能源配置儲(chǔ)能以及獨(dú)立儲(chǔ)能是新增裝機(jī)的主要支撐。

　　隨著新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建,新能源裝機(jī)規(guī)模不斷增長(zhǎng),新能源消納壓力隨之增大,大規(guī)模儲(chǔ)能電站建設(shè)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(jí)別的儲(chǔ)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(guó)家層面明確儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)

　　2021年以來(lái),儲(chǔ)能政策頻頻發(fā)布。國(guó)家層面明確“十四五”及中長(zhǎng)期新型儲(chǔ)能發(fā)展目標(biāo)與重點(diǎn)任務(wù),為儲(chǔ)能在“十四五”時(shí)期的發(fā)展明確了方向。2022年3月21日,國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》,提出到2025年,新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變,到2030年,實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)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(fèi)比重提高到20%左右,非化石能源發(fā)電量比重達(dá)到39%左右;抽水蓄能裝機(jī)容量達(dá)到6200萬(wàn)千瓦以上、在建裝機(jī)容量達(dá)到6000萬(wàn)千瓦左右。根據(jù)《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》,到2025年,中國(guó)抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬(wàn)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(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》,到2025年,中國(guó)抽水蓄能以外的新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量達(dá)到3000萬(wàn)千瓦以上。這在國(guó)家層面首次明確了新型儲(chǔ)能的裝機(jī)目標(biāo)。在國(guó)家層面出臺(tái)政策的同時(shí),各地也根據(jù)當(dāng)?shù)啬茉捶A賦制定相關(guān)目標(biāo)。青海省提出到2025年建成并網(wǎng)新型儲(chǔ)能規(guī)模達(dá)到600萬(wàn)千瓦以上,內(nèi)蒙古的目標(biāo)是500萬(wàn)千瓦,山東的目標(biāo)是450萬(wàn)千瓦,三省目標(biāo)占到全國(guó)目標(biāo)的一半。部分省份雖未明確儲(chǔ)能具體裝機(jī)規(guī)模,但也基本按照新能源裝機(jī)比例10%～20%、連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)以上進(jìn)行配置。

　　2.進(jìn)一步完善價(jià)格機(jī)制,催生更多應(yīng)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(jī)制改革行動(dòng)方案的通知》首次明確要建立新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制,《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》明確以競(jìng)爭(zhēng)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(dāng)前,針對(duì)抽水蓄能國(guó)家已經(jīng)出臺(tái)了容量電價(jià)機(jī)制,但發(fā)展空間更大的新型儲(chǔ)能卻無(wú)法同等享受容量電價(jià)政策,新型儲(chǔ)能電源和負(fù)荷雙重屬性使其參與市場(chǎng)身份難以界定,價(jià)格機(jī)制的形成難度很大。此外,2021年7月29日,國(guó)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(jī)制的通知》,要求進(jìn)一步完善峰谷電價(jià)機(jī)制,合理確定峰谷電價(jià)價(jià)差。上年或當(dāng)年預(yù)計(jì)最大系統(tǒng)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(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。隨后,全國(guó)各地紛紛出臺(tái)相應(yīng)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(chǔ)能協(xié)調(diào)發(fā)展

　　《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知》首次將新型儲(chǔ)能作為市場(chǎng)化落實(shí)并網(wǎng)條件之一?！蛾P(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》首次在國(guó)家層面明確自建/購(gòu)買調(diào)峰儲(chǔ)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(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例(時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)以上)配建調(diào)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(guī)模初期按照15%的掛鉤比例購(gòu)買調(diào)峰能力,鼓勵(lì)按照20%以上掛鉤比例購(gòu)買。在一系列利好政策推動(dòng)下,新能源+ups儲(chǔ)能項(xiàng)目快速在全國(guó)范圍內(nèi)鋪開(kāi)。

　　4.新版“兩個(gè)細(xì)則”明確儲(chǔ)能市場(chǎng)主體地位

　　2021年12月21日,國(guó)家能源局正式發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》,明確將電化學(xué)儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪等新型儲(chǔ)能納入并網(wǎng)主體管理,并且鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等并網(wǎng)主體參與電力輔助服務(wù)。新版“兩個(gè)細(xì)則”,明確了ups儲(chǔ)能的市場(chǎng)主體地位,推出“新的交易品種”、完善成本分擔(dān)機(jī)制、建立競(jìng)爭(zhēng)性的市場(chǎng)價(jià)格機(jī)制,為儲(chǔ)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(guó),調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)和峰谷電價(jià)套利是電化學(xué)儲(chǔ)能當(dāng)前最主要的收益渠道,調(diào)峰市場(chǎng)屬于電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的一部分。目前,中國(guó)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(shè)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(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)主要集中在東北、山東等省區(qū),參與調(diào)頻輔助服務(wù)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(wù)的需求會(huì)相應(yīng)增長(zhǎng)。但從另一方面看,與儲(chǔ)能高效合理應(yīng)用相配套的市場(chǎng)機(jī)制和政策環(huán)境還存在諸多缺失。當(dāng)前,中國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)處于起步階段,輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制尚未成熟,儲(chǔ)能等優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)資源從中獲得的響應(yīng)補(bǔ)償并不能完全反映其對(duì)電力系統(tǒng)的貢獻(xiàn),相應(yīng)的成本支付也未能通過(guò)市場(chǎng)向?qū)嶋H受益方傳導(dǎo),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(chǔ)能的投資成本。峰谷電價(jià)差套利是用戶側(cè)儲(chǔ)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?qū)嵉膬沙鋬煞?/span>,方便投資者更好計(jì)算收益。如果后續(xù)各省按相應(yīng)政策拉大峰谷電價(jià)差,用戶側(cè)儲(chǔ)能有可能在更多地區(qū)具備經(jīng)濟(jì)性。目前共有19省區(qū)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(shì)。