新技术

不可否认的是，越来越多的新玩家参与储能市场带动了新技术的进步。

储能是指以设备或介质为容器存储能量，并在不同的时间空间释放能量的过程。广义上，储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

在我国，因成本低、寿命长、技术成熟，抽水蓄能是应用最广泛的成熟储能技术，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓。特别是各地对于新能源配储比例做出强制要求以后，以锂电池为主的电化学储能迎来爆发性增长。2022年，锂电新增投运装机规模首次突破7GW，多家主流厂商为储能开发了专用300Ah以上大容量电芯，个别厂商的新品电芯单体容量已达到560Ah。

但锂电池在能量密度、安全性等问题上始终无法突破。2022年6月29日，国家能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2022年版) (征求意见稿) 》。其中明确提出为防止电化学储能电站火灾事故，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池。同时锂离子电池不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间。

这是锂电池在储能领域发展的透明天花板，但也是更多新型储能技术发展的契机。

新技术投资不仅正在遍地开发，并且取得了显著的进步。资源分布更高、安全性更强、对锂电储能形成直接替代的钠离子电池技术得到了大批锂电企业的布局，首批GWh产线正式投产。压缩空气储能加速发展，首个100MW先进压缩空气储能电站并网发电，单机规模正向 300MW功率等级方向加速发展，二氧化碳储能验证项目投运，新增压缩空气储能项目(含规划、在建和投运)接近10GW。液流电池技术路线多点开花，首个100MW全钒液流电池并网发电，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工。锌基液流、铁基液流技术逐渐走出实验室。飞轮等短时高频技术的应用需求持续增加，已有300MW+的项目处于规划在建中。

旺盛的需求背后，储能技术的发展速度得到了提升，与此同时，新技术的商业化运用也在提速。多种新型储能技术已经开始逐步从示范试验走向商业化应用的新阶段。

据统计，2022年，新型储能项目数量相比去年新增200%以上，百兆瓦级项目成常态，20余个投运、400余个规划/建设中，其中7个GW级项目；首个百兆瓦液流电池项目并网，首个吉瓦时级项目开工；压缩空气由100MW向300MW功率等级加速发展；最大规模钠离子电池项目开建；短时高频技术需求增多。

从技术角度来看，电化学储能和物理储能包含了十几种不同的细分技术路线，而每一个技术路线都有其独特的技术优势。

专注锌铁液流电池研发的纬景储能相关负责人就对《能源》杂志表示，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，储能的形式和种类也会更加丰富。无论是液流电池储能，还是锂电池储能，不同的储能技术未来将在万亿赛道里承担不同的价值，共生互补。

以液流电池为例，其作为电化学储能分支，普遍具有极安全、长时储能、循环次数长等特点。因此在安全性、储能时长与全生命周期的度电成本方面，液流电池更具优势。

而飞轮储能是一种高功率密度、高可靠性、长寿命、环境友好的储能技术，特点是全磁悬浮，能耗小、响应快、寿命长、充放电循环次数次数高，充电和放电之间的转换可达毫秒级，能有效适应电网快速调频的需求。

在华驰动能执行总裁孟德超看来，储能市场需求非常大并且需求多样化、细分，因而多种新型的储能技术都能找到属于自己的生存空间。事实上，满足电力市场灵活性的需求，储能是众多方案中的重要一类，其中包括部门耦合方案。一些应用情景需要快速响应，因此需要响应时间短的技术。

华驰动能在2021年11月参与了全国内第一个全容量飞轮储能-火电联合调频工程、全球单体储电量最大、单体功率最大的飞轮储能项目，飞轮的结合将改善火电机组的调频性能，提供电力辅助服务、支持大电网安全稳定运行。

储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，储能还可以与其他能够提升高比例可再生能源下电力系统灵活性的技术相结合，其应用的形式和种类也会更加丰富。

无论是液流电池储能，还是锂电池储能，不同的储能技术未来将在万亿赛道里承担不同的价值，实现耦合。比如抽水蓄能、压缩空气储能、储热蓄冷、各类容量型电池等储能时长大于4h，属于长期储能，可用于电网调峰调频、备用容量等。

短期、中期储能，如铅酸电池、部分锂电池、电磁储能，储能时长在2h以下，可用于调峰调频、平滑出力、紧急备用等。

也就是说，多种技术的组合应用有助于最大限度的发挥储能的作用。但对于当下的中国储能产业来说，类似这样的设想仅存在技术上的合理性，难以验证商业性。

缺乏商业模式，这无疑是中国储能产业发展最为老生常谈的问题。无论是调峰、调频，亦或是黑启动、备用，储能都无法从相应的服务中获得对应的收益。因此任何的技术合理性、高效结合，都不存在发展的可能性。

随着技术进一步的成熟，储能系统的一次性投资将迎来进一步的下降，再加上新技术的快速迭代，我们能否探索出更多的商业模式？

这不仅仅是依靠政策的推动，而是形成一股由内而外的市场自驱力。

新模式

2022年，锂电池市场（储能+新能源汽车）的火爆推高了原材料的价格。电池级碳酸锂价格和磷酸铁锂价格维持高位，碳酸锂价格一直维持在30万元/吨-61万元/吨之间，全年均价是2021年均价的3.8倍，磷酸铁锂2022年全年均价是2021年均价的2.5倍。

锂电池上游原材料上涨迅速，导致下游成本压力激增，特别是下游投标价格不断在触底，而其本身商业模式一直尚未清晰，也给储能行业的规模化发展带来了较大的挑战。

在政策催生下，风光项目配储基本成为硬性指标，配储比例一般为新能源项目装机规模的10%-20%。也就是说，目前新能源配储政策推动下，多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件，甚至将新能源配储视为拉动地方经济的救命稻草。

在此基础上，各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

与“热闹”的市场形成对比的是，根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研》显示，新能源配储普遍存在利用率不高的问题。

从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间按照“一天一充一放”运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为 14.8%，用户储能为 28.3%。

在我国，调峰、调频等辅助服务和峰谷电价套利是新型储能当前最主要的收益渠道。目前，中国已有20余省份启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。

然而，由于缺乏稳定、可持续的盈利机制，配储带来的投资显著拉低了风光项目的收益率，毫无疑问制约着储能由商业化初期到下一阶段规模化发展。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。

在欧美相对成熟的电力市场中，储能已经探索出了较为明晰的盈利模式。以美国储能市场为例，储能应用场景包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）。

对应于国内应用场景的划分，表前通常指电网侧和发电侧储能；表后指用户侧储能，包括家庭和工商业储能。其中表后储能市场用户可以获得一定数目的成本补贴，叠加峰谷套利等手段，具备良好的经济性。

对中国更具参考意义的是美国表前储能市场更为成熟的模式。

目前美国表前侧储能市场分属于不同的区域电力市场，目前较大的为PJM市场、CAISO市场、ERCOT市场等，储能的市场供给参与方包括IPP（独立发电商）、IOU（投资者拥有的公用事业端）等。

2018年，美国FERC发布841号法案，要求电力系统运行商消除储能参与容量、电能量和辅助服务市场的障碍，使得储能全方位地参与电力市场。

美国表前储能项目获得收益的渠道主要有电能量市场、电力辅助服务、峰谷套利和输配电价。参与电能量市场是通过日前和实时市场竞价，获得出清收益；参与电力辅助服务包括调频、备用、黑启动等，其中调频和备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价，最终根据实际出清价格获得收益，黑启动主要通过签订长期协议获益。

这一连串的“组合拳”打下来，让美国储能项目拥有了全方位的盈利手段。这也让美国储能装机保持了高速增长。

2021 年美国新增储能装机达到3.58GW/10.5GWh，新增容量同比增长达到204%，连续两年200%以上，长期保持超高增速。2022年，美国新增储能装机4798MW/12181MWh，同比增长34%/12%。伍德麦肯锡预计2023-2027年美国新增储能装机规模将达74.2GW/241GWh。

甚至在ERCOT市场，市场主体、开发商们已经开始讨论储能市场饱和的相关问题了。Modo Energy首席执行官Quentin Draper-Scrimshire表示，明年夏天ERCOT市场的储能装机可能达到饱和状态，表现为装机容量超过了辅助服务市场的需求。

尽管更多的企业表示储能市场饱和是短期现象，并不影响ERCOT对储能的长期需求，但这也无疑从侧面反映出健全市场模式下储能发展会具有更强大的自驱力。

2022年8月，美国通过的《通胀削减法案》(Inflation Reduction Act of 2022，简称IRA)中规定，储能可以正式以独立主体身份获得最高70%的投资税收抵免，不再必须与太阳能发电配合使用，这将会进一步激励更多的投资方建设独立储能项目。

中国也在不断探索尝试增加新型储能的收益渠道。例如山西能监办此前印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，表示从 2022年7月1日起，正式开启电力一次调频市场，独立储能电站可将部分容量与风光企业签约，剩余部分还可以独立身份参与一次调频市场，有效增加独立储能的利用率。

共享储能是当下新能源配储的一种折中方案。共享储能是由第三方投资者建设的大型独立储能项目，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的部分容量来满足政策强配要求，每年仅需向独立储能项目支付一定的租赁费。

对于新能源项目投资方来说，共享储能模式既满足了要求，又减少了初始投资巨大的现金流压力；而对于共享储能投资方来说，独立储能电站的收益模式更多，投资回报率更高。因此共享储能模式成为一时风潮。

除了租赁给新能源项目满足政策配储要求，独立储能还可以配合电网侧的调峰调频调度，获取补偿收益；也可以与传统机组配合——即火储联调——增加传统机组调频性能，获取辅助服务收益。当然，独立储能也可以利用最古老的峰谷价差模式，在电能量市场中套利，并在部分省份获得容量电价补偿收益。

在户用储能方面，我国户储的收益模式与海外类似，以峰谷价差套利和增加光伏自用比例为主。

如果工商业企业建设分布式光伏电站的话，配置储能可以将原本用于并网的电储存自用，增加光伏发电自用比例，从而节约电费。

至于峰谷价差套利，则是传统的谷电时期储能充电，峰电时期放电。峰谷价差越大，收益越好。政策上，我国不断推进扩大峰谷价差，部分省份如广东、浙江、内蒙古、河北等推行尖峰电价，进一步扩大峰谷价差。

不过，这些探索也都只是处于刚刚起步的阶段。伴随着电力市场改革的步伐，设计更多的交易产品和更为细化的市场规则也是当下新型储能拓展收益渠道的迫切需求。就从最简单的峰谷差套利来说，政策性的峰谷价差在市场化条件下并不太多的存在。储能项目需要更多的适应市场变化。

当前，抽水蓄能已经开始享受容量电价机制，但新型储能却没有相应的容量电价机制。新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，独立价格机制的形成难度很大。

国家尚未针对新型储能出台专门的价格政策，不同场景下新型储能发挥的作用不尽相同，商业模式也有较大差别。“应该允许储能参与多类市场，体现其多重效益的叠加。在新型电力系统，增加服务品种，比如快速爬坡、黑启动等，各个省份应根据当地自身的情况，设置相应的市场规则。”刘为建议道。

新型的储能商业模式的建立有待于电价机制有待进一步完善，更多储能市场规则的落地，推动储能作为独立主体参与长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场中来。

在保障电力系统安全和市场平稳有效运行的前提下，推动各类市场尽早向储能开放市场准入，在市场开放顺序方面，建议近期鼓励储能参与辅助服务市场，中远期将储能纳入电力现货市场，同时探索建立容量补偿机制或容量市场，有利于储能获取稳定收益。

在刘为看来，对于储能企业而言，需要的是踏踏实实研发技术，提升产品竞争力，树立良好品牌，修炼更醇厚的内功，迎接成熟市场机制的到来以及与之相匹配的商业模式建立。

（《能源》杂志新媒体中心孙一凡、郑威廉对本文亦有贡献）

作者：范珊珊 武魏楠 来源：能源杂志 责任编辑：jianping