2023年3月20日《廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見》（以下簡稱《意見》）發布，提出到2025年廣東省新型儲能產業營收達到6000億元，裝機規模達到300萬千瓦；到2027年廣東省新型儲能產業營收達到1萬億元，規模達到400萬千瓦的目標。《意見》的要意是通過新型儲能的多場景應用需求來拉動新型儲能上下游產業鏈的發展。多場景應用包括海外儲能市場、新能源配套儲能、電網側和用戶側儲能、虛擬電廠中儲能的配置、綜合性充換電站建設、氫儲能試點應用、區域綜合能源服務項目。綜合外貿環境、發展規模、技術和商業模式成熟度等因素，應用于電力系統的新型儲能電站將是新型儲能應用場景中的主力軍。
  新型儲能電站是電力系統剛需嗎？
  新能源大規模發展需要匹配一定比例的儲能。根據《廣東省能源發展“十四五”規劃》，“十四五”廣東省將著力推動能源綠色低碳轉型，新增海上風電裝機容量約1700萬千瓦、陸上風電裝機容量約300萬千瓦、光伏發電裝機容量約2000萬千瓦，新能源新增裝機規模約4000萬千瓦。大規模新能源并網后，電力系統的控制和安全面臨一系列新的挑戰，需要配置一定比例的儲能及相應的控制技術來適應這種變化。根據《電力系統安全穩定運行導則》的要求，發電設施需要配備10%的調頻容量儲備。新能源本身并不具備調頻能力，而傳統的抽水蓄能電站難以滿足新能源靈活性布置、快速調節的需求。因此，新能源需要配套新型儲能來滿足調頻容量的需要。在此場景下，為了提高電網的安全穩定裕度，新型儲能電站是必需品。
  系統調峰需要儲能的支持。廣東電力交易中心發布的《廣東電力市場2022年年度報告》指出，廣東省2022年全社會用電量為7870億千瓦時，第二產業負荷用電量占比達到66%，具備典型的用電負荷峰谷差較大特性。2022年每日的現貨實時均價最高1181厘/千瓦時，最低48厘/千瓦時。現貨市場交易價格側面反映出每日用電負荷的變化較大。系統調峰的巨大需求需要抽水蓄能、水電、火電等傳統資源來滿足，也為新型儲能參與提供了可能。
  系統調頻對儲能需求較大。抽水蓄能、水電、火電等傳統能源均參與系統調頻。但相較新型儲能，傳統能源調節速率慢、精度不夠高，難以應付大規模新能源并網帶來的波動性、隨機性、間隙性問題，以及大規模長距離直流輸電雙極閉鎖后給系統造成的頻率擾動問題。這給以毫秒級調節速率、高調節精度、布置靈活為特點的新型儲能帶來了較大的發展空間。國家能源局發布的《2022年我國電力市場發展有關情況》介紹，南方區域調頻市場規模總費用約11.1億元，累計帶動火儲聯合調頻項目投運29個。隨著新型電力系統的發展，調頻需求越來越迫切，配置新型儲能逐漸成為剛需。
  替代和延緩輸變電設備投資為儲能提供發展機會。輸變電設備的一次性投資額度較大，規劃建設周期較長，占地需求也較大，且對建成后的負荷率有一定要求。在特殊場景下，輸變電站設備建設難以滿足經濟性要求。新型儲能電站可以提供短時頂峰需求和無功電壓支撐，對于短期間隙式的負荷增長有很好的支撐能力和經濟性。因此，在供電能力不足的偏遠地區、負荷密集接入，以及輸電走廊資源和變電站站址等電網場景，需要建設新型儲能。
  保障用戶側供電可靠性需要儲能。2022年廣東省產業園區主要經濟指標增速超過全省平均水平，規模以上工業產值超過萬億元。目前廣東正推動形成7個大型產業集聚區和95個省產業園發展。產業園區的高端制造業和信息服務行業對供電的質量要求較高。新型儲能可以為產業園區提供較為個性化的安全保供服務。
  抽水蓄能建設周期長和應用場景的局限給新型儲能提供發展機會。截至2022年底，廣東省投產的抽水蓄能裝機容量為962萬千瓦，“十四五”末預計新增裝機容量360萬千瓦。抽水蓄能的主要作用為電網提供調峰、調頻、調相、黑啟動、事故應急備用等服務。抽水蓄能度電成本低、技術成熟度和可靠性高，是電網重要的調節手段。但其建設周期一般約為7—8年，選址受地理位置的限制較大，從開機到滿負荷發電通常在2分鐘內，主要應用場景為電網提供服務。而新型儲能建設周期短，選址相對靈活，調節時間在毫秒級，應用場景可以分為電網側、電源側、用戶側。新型儲能是抽水蓄能在各種應用場景下的有力補充。
  綜上，電網調峰、調頻、替代和延緩輸變電設備投資、助力新能源消納、用戶側儲能等方面都對新型儲能有著相應的需求。這些需求大部分是給電力系統的各環節提供足夠的安全裕度，確保電力系統發輸變配用各個環節穩定運行。
  新型儲能電站的收入來源有哪些痛點？
  目前新型儲能處于發展初期，商業模式類型較多。以目前較為成熟的鋰電池儲能電站為例，電芯的投資約占總投資額一半，其價格基于市場競價，較為公允。新型儲能電站收入來源主要包括政策性補助、新能源容量租賃收入、電網租賃收入、輸配電價疏導、調峰調頻市場交易、現貨市場交易、用戶峰谷價差套利等。但政策和市場的不確定性，使得新型儲能項目投資并不具備穩定的預期。
  地方政策性補貼
  據不完全統計，截至目前，全國28個省區、地市發布了儲能補貼政策，補貼形式多樣，如容量補貼、電量補貼、一次性補貼等，部分地區還設定了補貼年限和補貼額度退坡機制。例如，浙江部分縣市提出配儲補償按200元、180元、170/千瓦·年逐年退坡。政策性補貼僅僅是階段性的，不可能成為新型儲能的穩定收入，且各地根據經濟發展情況和電力系統特點制定的補貼政策也不盡相同，難以作為普適性的投資評估標準。
  新能源租賃共享儲能容量費用
  目前各地密集出臺了相關政策，新能源可以自建或者租賃共享儲能。自建儲能僅作為新能源的配套設施，較難獲取額外收入，共享儲能則可以從新能源租賃中獲取基本的容量收入。自調度模式、電價機制不明確、缺乏調用監管約束等因素影響下，自建儲能通常作為“路條”滿足新能源并網的需求，難以真正發揮作用，建設費用也低于由電網調度的共享儲能。新能源在自建儲能或租賃共享儲能兩者之間選擇時，共享儲能的租賃費用要參考自建儲能的費用攤銷，租賃費用較低。在沒有其他合作模式的情況下，共享儲能依靠容量租賃收入難以實現盈虧平衡。
  新型儲能投資納入輸配電價疏導
  目前頒布的新型儲能指導性意見提出替代和延緩輸配設備投資的新型儲能電站可以納入輸配電價，但具體的執行細則還未制定，只能單個項目單獨申請確定疏導方式。輸配電價核準周期為三年，這也給類似項目增加了不確定性。
  電力市場盈利空間
  目前針對第三方獨立儲能電站參與電力中長期市場、輔助服務市場、現貨市場均出臺了相關政策。在中長期交易市場，新型儲能項目可以通過與新能源企業簽訂長期購電合同，滿足其充電需求；在輔助服務市場，新型儲能項目可以通過參與調峰、調頻、備用獲取一定的競價收入；在現貨交易市場，新型儲能項目通過報價參與市場出清，獲取收入。電力市場改革正在緊鑼密鼓推進中，相關政策正逐步轉變為市場機制。在成熟的市場機制下，掌握負荷預測和調控能力的新型儲能企業才有可能在電力市場中獲取收益。
  用戶側峰谷套利
  用戶側峰谷套利的模式本質上是提供了一種電能量替代方案。用戶側儲能的布點需要有較大的電價峰谷差，且要有一定規模的用電量。用戶在低電價時利用儲能存儲電量并在高電價時使用，獲取電價差，但也可通過錯峰生產獲取同樣的收入。需量電費是考量用戶側儲能運營的另一個因素。需量電費是指大工業用戶需要按照其最大用電容量繳納的容量電費，其本質是通過價格手段有效調控用戶的峰值負荷。用戶側儲能需要根據用戶的負荷特性精準制定相應的充放電策略以避免增加需量電費。錯峰生產以及需量電費的影響對用戶側儲能的盈利帶來了不確定性。
  新型儲能電站發展政策借鑒
  抽水蓄能價格政策參考
  早期，未能有效疏導投資運營成本影響了抽水蓄能的發展速度。盡管2017年我國抽水蓄能裝機容量已躍居世界第一，但投資建設規模增長緩慢。2019年，抽水蓄能裝機容量年增長1%，增速比上年降低3.5個百分點。“十三五”末在建和已建的抽水蓄能裝機容量與“十三五”規劃相比有較大差距。然而，2017—2019年國內售電量按照年均11.5%的幅度增長，總體呈現“電量平衡有余，季節性用電高峰電力平衡能力偏緊”的特點，峰谷差持續加大，對抽水蓄能的需求日漸增加。
  2021年，國家發展改革委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，進一步明確了抽水蓄能電站容量電價納入輸配電價回收，保障了抽水蓄能電站的投資收益。文件發布后，抽水蓄能迎來了新的發展機遇，電網企業、發電企業、各類建設投資集團等紛紛加入投資主體競爭行列。據統計，截至2023年2月16日，“十四五”期間已核準抽水蓄能電站共計67個項目，裝機規模合計9219.1萬千瓦，是“十三五”末抽水蓄能裝機總容量的3倍。
  確定性高的價格政策穩定了投資者對抽水蓄能發展的預期，促進了抽水蓄能的發展，也對國內上下游產業起到了顯著的拉動作用。
  國外新型儲能發展政策參考
  近年來，歐美等電力市場較為成熟的國家新型儲能發展也在提速。據測算，美國2023年新增裝機預計38GWh，2025年預計新增裝機為81.47GWh，2021—2025年復合增速為66%。歐洲2023年新增裝機預計27GWh，2025年預計新增裝機為54.3GWh，2021—2025年復合增速為89%。
  美國補貼政策持續發力，驅動新型儲能市場發展，調頻市場機制的出臺則驅動了獨立儲能規模化發展。早在2011年，美國加州就開始實施戶儲補貼政策，而后逐步拓展到電網側補貼。根據彭博新能源財經統計，2020年美國獨立儲能電站的應用場景中，調頻收入占比59%，爬坡與旋轉備用占比為39%，現貨套利占比37%，調峰儲能占比為15%。
  歐洲新型儲能的商業模式較為成熟，收入來源較為廣泛。以英國為例，其政策主要注重鼓勵技術迭代，適配市場規則，儲能收益來源超過10種。為促進新型儲能發展，英國一是劃撥2.46億英鎊財政資金，推動電池技術發展和迭代，二是明確儲能在電力系統中的角色，確定其資產類別、納稅及折舊方式，同時制定相關制度確保新型儲能合理規劃建設。三是持續創新優化市場規則。近年來，英國國家電網不斷推出適合儲能發揮價值的調頻輔助服務新品種，并調整容量拍賣規則，允許儲能參與其中。
  新型儲能發展穩預期政策建議
  新型儲能作為新興事物，仍處于劇烈的變革過程中，一方面技術持續迭代，產品的成熟度、可靠性、安全性不斷提升，造價成本不斷降低，哪種技術路線會成為未來的發展方向仍然存在不確定性；另一方面，新型儲能應用場景豐富、功能多樣，需要確定性和公平性更強的政策支持，以探索不同的商業模式。
  建立新型儲能產業研發基金為技術研發提供資金保障。通過產業研發基金促進技術發展，提升技術成熟度和可靠性，降低投資成本，推動新型儲能規模化發展。
  對不同應用場景不同技術路線的示范項目給予示范電價支持。通過示范應用，發現不同技術的優缺點和待優化的突破點，發現不同應用場景的深度需求，促進不同技術路線的升級和商業模式創新。
  制定可執行的交易規則，并不斷迭代更新。根據當前國內電力市場和電價政策的特點，參考國外市場機制，制定可落地又有一定包容度的規則，并促進其迭代優化，穩定新型儲能項目的投資預期。
  廣東省作為我國改革開放的前沿陣地，在經濟建設過程中積累了大量的經驗。《意見》的發布是廣東省搶占新型儲能產業制高點做出的探索。制定確定性更高的政策，穩定投資預期，才能持續保持目前廣東鋰電儲能產業的優勢地位，也為新型儲能應對建設新型電力系統過程中的挑戰做好準備。