本文作者为黄辉、钱京京。
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“双碳”目标的提出为可再生能源发展按下了加速键。风光等可再生能源势必成为未来低碳经济中的主力电源。因为风光发电存在间隙性和波动性，所以需要储能发挥调节作用来实现风光发电的安全并网与高效利用。
新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术。新型储能与抽水蓄能均被定位为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全等目标的实现具有重要意义。为了推动储能的快速发展，近两年从国家到地方密集出台了诸多政策。对于抽水蓄能，政府在2021年进一步明确了实施“容量+电量 ”两部制电价，并将容量电价纳入输配电价回收，相当于补偿了储能项目的初始投资。这一政策的实施，较好地保障了投资企业的基本收益，推动抽水蓄能进入规划建设的高峰期。对于新型储能，从最近在山东等地了解到的信息来看，尽管装机规模大增，但在经济性上还未能迈过“入不敷出”的门槛。
从强制配储到独立储能
2021年可以说是新型储能在我国规模化发展的元年。根据中关村储能产业技术联盟的信息，去年我国的新型储能新增规模2400兆瓦，同比增长74.5%。 爆发性的增长起步于多省政府要求风光发电项目配储能的政策，目前要求的配置比例为10% - 20%、容量时长2-4小时不等。“强制配储”引发了业内激烈的讨论。有人认为，风光发电是造成电力系统波动性的“始作俑者”，且近年来自身投资成本也在持续下降，因此风光项目业主应承担储能成本。另一部分人认为，风光发电刚进入不靠补贴的平价时代，收益处于微利水平，若叠加配储的成本负担，将降低企业投资风光发电项目的积极性。从强制配储的实际效果上看，确实不及预期，多地出现电网调用储能频次少的情况，导致储能利用率低，难以回收成本。而为了降低储能投资成本，业主可能会倾向于减少部分设备配置，从而带来安全隐患。
为了解决强制配储面临的问题，去年底以来，多个政府文件中提出允许风光发电企业选择以自己投资建设或租赁形式满足储能配额要求，也鼓励储能电站作为第三方独立主体参与电力市场。今年6月发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确规定，独立储能的充电电量不用支付输配电价，也不承担电价中收取的政府性基金及附加。这给储能发展带来了实质性的利好。随着国家顶层激励政策的推出，各省也陆续在市场规则中明确了储能参与电力现货市场或辅助服务市场的方式。
山东对商业模式的探索
山东是新型储能快速发展的代表性省份。截至2021年，全省新型储能规模达到589.8兆瓦，从2020年的全国第五一跃成为全国第一，比第二位的江苏多出近214兆瓦。2022年山东又规划了“十四五”第二批3100兆瓦新型储能示范项目，新型储能电站建设驶入了“快车道”。山东第一批已投产的储能示范项目主要有两种商业模式。
o 独立储能+容量共享
第一种模式是独立储能参与调峰，该类型项目单体规模相对较大，一般都在百兆瓦级，以独立主体身份通过参与市场交易获得收益。收益方式包括电力现货交易、获得政策规定的容量补偿以及将自身容量对外共享租赁三种。参与现货市场交易时，采用自调度模式（即日前报量不报价），利用电价在不同时段的变化，在需求低谷时低价充电，需求高峰时高价供(放)电。在没有开展现货市场的省份，独立储能通过参与调峰辅助服务市场获利。容量补偿则是将储能电站作为发电资产，根据提供的可用电力容量时长给予补偿（由发电侧和用户侧分摊）。
此外，山东也在尝试将独立储能的容量以部分或全部租赁模式获得租金。执行风光配储政策时，项目业主可以选择不自行投资配置储能，而按年度租赁独立储能容量的模式来满足配储要求。这一模式的优点在于可以有效减少项目业主一次性投资储能的资金压力。同时，相比按项目规模自己投资配备储能容量，容量共享模式可以帮助项目业主通过大型独立储能的规模效应降低单位投资成本。
o 火储联合调频
另一种模式是储能配合火电开展联合调频。由于是配合火电调频，规模较小，一般在十兆瓦级，主要功能是利用锂电池快速响应的特性来提高火电机组调频能力，以满足电网调频要求。由于频繁的浅充电、浅放电，电池寿命较用于调峰的储能电池要短。目前这种储能参与调频的收益来自对参与调频辅助服务的补偿，以火电机组为单位计量、结算，补偿费用按日统计，按月结算。
火热发展背后的经济性难题
从已开展的新型储能项目来看，储能容量租赁+容量补偿+参与调峰或调频服务（现货市场或辅助服务市场），是现有政策下储能的主要商业模式。但这些模式目前还难以让独立储能摆脱亏损的局面。
以此山东某100MW/200MWh锂电池独立储能电站为例，初始投资4.2亿元，加上日常经营费用，年均成本约为6000万元。按现阶段容量租赁+容量补偿+现货市场价差三部分获得的合计约为5000万元/年，未能实现盈利。若保持现有商业模式不变，则独立储能需要压缩初始投资以实现盈利，但短期内技术进步程度毕竟有限，设备价格很难出现明显下降，而且原材料也在持续涨价。因此投资业主大多是大型国有企业，民营资本还在持观望态度。
另一种火储联合调频商业模式，目前虽然收益尚可，但这一收益存在不确定性。首先，用于调频的锂电池频繁处于浅充浅放状态，电池寿命预计仅有2-3年，是否能够在电池寿命完结前收回成本有待实践来证明。另外，随着不同类型调频灵活性资源逐步增加，市场供需关系的变化可能会带来收益的下降。
多管齐下促进新型储能持续发展
国家为新型储能设定了从商业化初期向规模化发展转变的“十四五”目标，并围绕市场机制、商业模式、标准体系出台了多项具体政策来扶持和激励储能的快速发展。毋庸置疑，新型储能的发展不会停步，商业模式也将创新和突破。为支持新型储能的快速发展，特提出以下建议供业内参考。
o 按需布局多元化储能项目。目前，由于锂电池技术相对成熟，该类型项目占到了新建新型储能项目的90%以上，多参与调峰服务。但从电力系统未来发展趋势看，单一的储能技术很难满足电力系统对灵活性的不同需求。各地电力结构、资源条件各不相同，对储能的容量、时长、功能也会有不同的要求。如山东、湖南等地缺乏调峰资源，广东相对缺乏调频资源。储能配置的规模和类型应结合区域电力系统的特征与地区电力规划，特别是与煤电的转型退出和可再生的发展来协同考虑。根据需要研发和示范响应快、容量大、时间长的储能类型，避免一窝蜂的上马单一类型储能项目造成市场供过于求和资源浪费。
o 优化新能源强制配储项目。对于现有新能源发电项目配置的储能，评估其系统价值和技术水平，对符合独立储能或调度标准的，给予与独立储能同等的市场地位。或者优化配储的新能源项目调度与运行，对配储项目在利用小时数和电力辅助服务补偿考核上给予优惠，以此引导不能满足要求的储能项目开展技术改造。
o 完善新型储能参与市场的商业模式。一是完善储能的价格形成与疏导机制。例如，可以考虑细化分时容量补偿费。储能在充电时缴纳容量补偿、备用时享受容量补偿，形成谷、峰容量不同的补偿费，从而适当提高储能容量补偿收入。二是探索储能参与中长期交易、应急备用、惯量/爬坡等其他辅助服务品种的市场机制，获取更多的收益。还可以研究同一储能主体同时参与多种市场的商业模式，如允许一座大型电池独立储能电站经过技改后，分区块同时提供多种服务获取收益。三是除容量共享外，探索电量市场共享模式，如建立新能源企业与独立储能直接调用交易模式。
o 不断拓宽新型储能的应用场景。储能作为一种灵活调节资源，可服务于不同场景，对电力系统“源-网-荷”各环节都具有较高的契合性。出于安全顾虑，储能用户侧应用发展较慢。实际上用户侧发展储能具备较好的先天条件，包括较宽的峰谷分时电价差、灵活的合同能源管理模式等。此外，虚拟电厂及需求响应市场的发展也为用户侧储能提供了机遇，尤其在广东、浙江、江苏等分时电价差较大和需求响应市场做得较好的省份，储能具备更大获利空间。
o 加强投资业主的投资运营能力建设。“打铁仍需自身硬”。一方面，在保障项目质量安全的前提下，投资业主应优化自身的投资管理，特别是土地、融资等非技术成本，如传统煤电企业通过优化厂址空间建设储能电站节约投资。另一方面，投资业主需要及时跟踪预测市场变化，优化充放电模式。我国电力市场还处于改革阶段，交易规则也在不断变化，企业对市场变化的预测能力会很大程度决定其盈利水平。未来随着电力现货交易比例的提升和市场主体的多元化，日内可能出现多个峰谷，合理采用浅充浅放、多充多放等组合模式也可能提升储能的收益。
