我们知道，风电光伏发电装机规模逐步扩大，成为中国新增装机和新增发电量的双重主体。

　　然而，新能源的间歇性、随机性、波动性特点决定了，这种能源形式会快速消耗电力系统灵活调节资源。新能源并网遇到了一些问题。

　　配套储能系统能够大大减少弃风，提高经济效益，减少新能源发电对电网带来的冲击，提高电网稳定性与计划性，进而改善电能质量，辅助新能源并网。

　　另外，随着新能源发展规模壮大，政策鼓励新能源与储能结合，参与电力市场交易。但是在这样的一个过程中，电价的波动让很多企业遇阻。有些省份新能源上网电价甚至会出现报零。新型储能参与电力市场交易怎么来实现最大收益?

　　根据国家能源局发布的数据，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目，累计装机超过17.33GW，上半年新投运的整体规模约8.63GW，相当于此前历年累计装机规模总和。储能赛道拥堵，储能发展过热了吗?然而，目前储能的利用率只有不到6%。这个悖论又该如何理解?

　　新型储能始终没明确的商业模式。近年来，随着国内分时电价的完善和高耗能企业电价的上涨，工商业储能的经济性显著地增强。从更大范围来看，利用率仅有6%的新型储能又将如何打通商业模式?

　　第一光储梳理了11月2日上午，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在“SNEC ES+2023国际储能展”上，以《新型储能商业模式及交易机制探讨》为题的演讲，解答全行业关于以上几个热点的疑问。

　　李琼慧认为，储能真正的商业化、规模化应用都在起步阶段。新型电力系统中，电力系统由源网荷三要素变成源网荷储四要素。新型储能的源网荷储，“储”是重要的要素。

　　关于新型电力系统最新的定义，一定要把新型储能和抽水蓄能的差异化在应用中最大限度地考虑，否则我们只有大储，把新型储能当做抽水蓄能去用，那就有点白瞎了。

　　因为新型储能发展最主要的动力还是高比例新能源，新能源最主要的特征是单位体积内的包含的能量低，单位体积内的包含的能量低最简单、最经济的利用方式是就近利用。中国的工业化没有完成，未来不可能全是分布式，但是分布式一定要比过去多很多。

　　有一个估算需要在实践中不断去更新：在未来相对成熟相对经济的系统里，分布式的占比应该是30%多，这是是合理的的比例。新型储能跟抽蓄有区别，也有重叠的部分。我们更多要着重关注讲的三大创新，商业模式创新是原来从来就没提过的，商业模式一定是在分布式找机会，或者源网荷储一体化，这样才是商业模式创新最好的点。如果跟大储、抽蓄一样，商业模式创新是很难的。

　　第二，未来新增电力装机主要以新能源为主，其实从国家的若干文件里面已经明确强调了，以储能和调峰能力为基础，要建设以储能和调峰能力为支撑的新型电力发展机制。

　　储能和调峰能力并不完全对等，这里面强调储能和调峰能力为基础的电力发展装机，也是在强调抽蓄和新型储能的差异化。

　　电力市场是我们未来储能应用场景。储能不再能奢望像过去一样，在风光发展初期有电价、投资的补贴，这种可能性不是特别大。未来依靠市场才是真正的王道。

　　特别强调，未来的电力系统一定是源网荷储一同承担消纳责任，所以有人说强制配储，这不合理。源侧配储更多是源侧承担相应的责任的一种体现，而不该认为它是强制性的配储。未来这么高的新能源比例一定是强调源网荷储，这也是原来的电力系统跟当前的区别。

　　新型储能目前利用的情况怎么样?对于6%大家也做过研究，我们算利用小时数一定要用合理的利用小时数作为分母，实际的小时数除以合理的利用小时数，算出来才是真正的利用率。

　　所以储能合理的利用率肯定跟常规机组是不一样的，根据常规发电机组8760h序列是不合理的。我们火电一般合理的利用率按5000算，储能较抽蓄正常的利用小时数一般不超过2000。

　　对于储能到底利用率该如何算?国家也在出标准。储能发展初期也存在一些问题，从调用方式来看，大致上可以分为非市场化调用和市场化调用，市场化调用有些自调用、户用的和有些源侧在场站内建的。目前从共享储能、独立储能来看，大部分是市场化的调用、参与。

　　从目前的统计来看，大概有55%的独立储能参与很多类型的市场，目前国内现货有14个省实现了现货，今年要求所有的省实现现货，开展长周期结算。

　　配建的储能主要是源侧的储能，目前问题最多的是源侧储能。电源侧配建的储能利用率不高，因为很多源侧配储按照原来的文件除了保障性规模以外，开发商还有意愿建设新能源，通过寄卖或者自建调节能力，来增加装机。所以配储当时的目的不是为了用，而且为了拿到新能源的规模。这块的主要利用率是比较低的，未来要解决的方向是这块。

　　按照国家能源局文件，一部分可以转变为独立储能，但是文件里面特别强调源网荷储一体化配的储能不能拿出来作为独立储能运营，所以能部分作为配建储能，部分作为独立储能来用，用户侧主要是按照峰谷电价的引导，基本属于自调用的模式。

　　目前新型储能参与市场的现状，实际上国家能源局在2021年底发的新的两个细则里明确给予了指导。我们的文件叫《发电管理办法》，这一个文件已经给予了储能市场的地位，允许储能参与市场，只不过各个省市场的进度不一样，各个省的电力市场也不一样。

　　其实电力市场是非常有个性化的，共性是市场化。全球没有统一的电力市场，咱们国家也是。目前允许参与市场，但是在不同的省参与市场的方式略有区别。

　　对于参与调峰市场，一般要求至少是4MW/10MWh，一般的补偿价格在2毛钱左右。南方电网的两个细则给予调峰的补偿价格最高，甘肃建立了首个调峰容量市场，也是电力市场的创新。它给予储能参与调峰容量市场的补贴上限是每兆瓦时300元。

　　参与调频市场最早的是山西，目前也有7个省允许参与调频辅助服务市场，特别是山西提出了按照里程报价的方式，按效果补偿。去年6月份国家能源局出台了《关于推动新型储能参与电力市场和调用的通知》，出台以后，各大电网企业也在研究怎么提高储能的利用水平。

　　截至今年6月底，目前在运的新型储能电站大概是645个，装机规模大概接近1600万。在电力交易平台注册的只有169个，注册的规模大概是860万，只占到55%。

　　参与市场交易的新型储能是55个，规模占储能装机的规模28%左右的情况。关于各省参与电力市场现货调峰辅助服务市场，各有不同，但是各个省都在想办法，山东是非常有特色的。

　　从目前的收益模式来看，没有开展电力现货的省份包括湖南、宁夏，主要是以容量租赁辅助服务补偿为主。青海最新的规则是通过支持共享储能，主要推共享储能的模式，现在获得收益比较好。

　　山东是三种方式：储能既有容量租金，按照配建的规则，给参与配建的新能源场站赋一些容量租赁的费用，从现货市场获得价差套利，在辅助服务市场给它一个容量电价。

　　山西主要是现货获得价差的套利，通过一次调频，山西的调频辅助服务市场也是比较有特色的。甘肃主要是利用现货的价差套利和辅助服务的市场来获得收益，其搞了一个调峰的容量市场机制。用户侧主要是利用工商业的峰谷价差，和需量电费收益。这种只要价差达到某些特定的程度，盈利水平也是可观的，现在的问题是盈利水平能有多长时间。

　　一，电源侧配储能。虽然目前说强配会有些问题，可能将来会通过其他方式解决。其实这个强配也是通俗的说法，文件里说的是如果保障性规模之外需要额外增加并网规模的，需要通过购买或者自建调峰能力来增加电网的规模。源侧未来更多是通过经济激励，鼓励源侧配储;风光荷储多能互补，在江西考察专门提到“源网荷储一体化”，这一类的储能可能也是必不可少的。

　　二，共享储能。既然是共享，可能要通过收取容量费用，因为共享是在一些范围内的。这种模式国家也在去年6月的文件里强调，电网企业也允许。

　　三，电网替代型储能。国家相关文件中也提到，并鼓励电网企业建一部分以实现电网功能为主的储能。电网替代型储能主要的应用场景包括作为应急电源、边远地区的容量替代，以及提升风电服务的品质。储能市场没这么热的时候也是作为鼓励市场发展的一种途径。

　　国家鼓励储能参与市场。储能将来肯定从一充一放到一充多放到随充随放，一充多放和随充随放在市场获得的价值肯定也不一样。

　　中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。

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