新型储能迎来大发展，盈利难题如何破解？

今年上半年，浙江电网侧储能电站已并网26座，总容量182.8万千瓦/365.6万千瓦时，同比增长10.3倍，圆满完成浙江省2024年迎峰度夏新增新型储能目标任务。

新型储能是指除抽水蓄能以外的储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢储能等，被认为是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。

新型储能又分为电源侧、电网侧和用户侧储能。其中，电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。

2023年上半年，浙江电网侧储能并网总装机容量17.8万千瓦。短短一年，浙江电网侧储能总装机容量达182.8万千瓦，同比增长超1000%。

通过上述数据我们可以对新型储能产业窥知一二。

新型储能是否迎来发展春天？

作为新型电力系统和新型能源体系的重要组成部分，新型储能是我国建设新型电力系统和新型能源体系的关键支撑技术，也是抢占未来发展机遇、推动经济绿色转型的战略性新兴产业。

近年来，自带光环的新型储能可谓乘风驭光而起，发展进入快车道。据统计，2020—2022年，我国新型储能装机规模平均年增速达136.3%。2023年，新增投运规模同比增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。2024年，“发展新型储能”首次纳入政府工作报告。相关政策大力推动了新型储能产业的发展。

不少省份开始在新型储能装机容量上发力。

作为典型的用电大省和资源小省，浙江的新型储能，尤其是电网侧新型储能装机容量已走在全国前列。

一方面是新型储能在新型电力系统中的“压舱石”作用。随着新型电力系统建设推进，新能源开发消纳规模不断加大、电力系统对调节能力需求不断提升。新型储能具有建设周期短、选址简单灵活、调节能力强、与新能源开发消纳的匹配性更好等优势，发展势头越来越强势。

尤其是电网侧储能可以接受调度机构的统一调度，在迎峰度夏电力保供关键时刻能发挥顶峰作用，同时也能促进负荷低谷时段的新能源消纳，成为行业发展“香饽饽”。

另一方面是政策的出台。2023年8月，浙江省能源局印发《关于下达2024年迎峰度夏前新增新型储能装机目标任务的通知》，计划全省在2023年7月至2024年6月底前新增新型储能装机200万千瓦以上。

2024年4月，浙江省发改委、浙江省能源局印发《新型储能容量补偿资金分配方案》的通知，指出由各市列入新型储能项目建设计划，且在2024年6月30日前完成并网试验的电网侧新型储能项目开展补偿，总规模不超过130万千瓦。

这些政策的阳光投射于新型储能行业，使得整个行业迅速膨胀。

此外，新型储能成本已下降近50%。成本是储能应用的核心。据统计，截至2023年底，全国已投运锂电池储能占比达97.4%，在新型储能中占绝对主导地位，且其价格呈下降趋势。

三年前，锂电池储能度电成本平均大约在0.8元—0.9元/瓦时。2023年，受上游原材料成本下跌及产业规模扩大等因素影响，锂电池价格不断下行，目前国内电芯价格已低于0.4元/瓦时，综合考虑系统效率和运维成本等因素，锂电池储能的全生命周期度电成本已降至0.40元—0.45元的水平，成本下降已趋近50%。

利好政策叠加成本下降，致使新型储能在浙江各地“全面开花”。6月6日，在丽水龙泉，全球首个成功应用半固态电池储能技术的储能电站——泉电储能电站并网，装机规模10万千瓦/20万千瓦时。6月9日，在金华武义，浙江省装机规模最大的电网侧储能项目——金华武义欣元储能电站并网，装机规模20万千瓦/40万千瓦时，进一步提升了当地电网供电可靠性和柔性调节能力。

未来两年，新型储能新增装机仍将呈快速增长态势。

新型储能盈利难题如何破解？

眼下，进入火热“黄金赛道”的新型储能，却不是个“赚得流油的行当”。

新型储能产业代表恒龙新能源董事长鲁兴海告诉记者：“我省新型储能有20%容量补贴的政策，但要求充放电必须满600小时。打个比方，投资1个亿的储能电站，在充放电满600小时后，可领2000万的补贴，这样需要5年时间才能回本。”

可事实上，储能电池是有充放电效率的，约为85%，随着使用时长的增加，充放电效率会逐年降低。且充放电之间是有度电成本的，目前，浙江平均峰谷差价在3.5—4毛之间，两充两放后是7—8毛左右，除去标杆电价后，差价在2毛左右，无法覆盖度电成本。

一旦政策补贴“退坡”，新型储能产业是否会“溃堤”？可见，光靠政策补贴并不能解决新型储能盈利的根本问题。应当还原能源的商品属性，通过市场化方式进行成本疏导。

因地制宜发展新能源配储是缓解盈利难题的方法之一。

2023年，浙江省能源局就下发过新能源配储的通知，对于2024年1月1日起并网的近海风电、集中式光伏项目，必须按不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。配储的方式可采用租赁、共建或项目自建等。

目前，租赁费用并没有明确的官方标准。近期因为新型储能投产多而集中式新能源投产少，使得租赁价格大幅下降，大致在50-100元/千瓦*年左右。以一个100兆瓦的储能电站为例，按80%容量完成租赁，租赁标准50元/千瓦*年测算，全年容量租赁约400万元。

参与第三方辅助服务市场交易，开展调峰辅助服务也是方法之一。新型储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。“目前，浙江的第三方辅助服务市场一年大概开50次。”鲁兴海形容它好似一颗糖，可以掰着吃，但吃不饱。

电力现货市场近两年也成为新型储能创收的一条路径。2021年7月以来，国家发改委、国家能源局陆续发布多项推动新型储能发展和应用指导文件，明确新型储能独立市场主体地位，鼓励新型储能参与电力市场。在国家的层层鼓励推动下，各地也进行了相应实践。2023年10月，广东宝湖储能电站首次入市，在全国率先实现以“报量报价”方式参与现货市场交易。

今年5月1日起浙江电力现货市场进入长周期结算试运行，后续会将储能、新能源等市场主体纳入。待浙江电力现货市场“转正”，新型储能的经济效益或将进一步提升。

以浙江一个100兆瓦的锂电池储能电站为例，据测算，不参与现货市场时，成本回收途径主要包括充放电收益和政府容量补贴，年收益大约为2920万元。若参与现货市场，按照浙江目前的市场规则测算，年收益为3333万元，比不参加现货市场收益增加413万元，增幅是14%。

因而，深化电力市场化改革是新型储能产业健康发展之“道”。

新型储能将何去何从？

从国网浙江电力获悉，截至6月底，浙江全省电源装机13611万千瓦，其中清洁能源装机约7118万千瓦，一举超越火电6800万千瓦的装机，占比超过五成。

装机占比的改变也对浙江电网的尖峰特性产生了影响。全社会用电负荷一天中最高时段往往是在中午，但电力紧缺时段却往往出现在晚上。究其原因，浙江是分布式光伏装机比较大的省份，而光伏出力需要有太阳，中午时段光伏等新能源出力较大，到了晚上无光就无法出力。

这也是新型储能会发展的根本原因之一。看着这个“一夜长大”的孩子，我们似乎看到了20年前分布式光伏发展的影子。

2008年，分布式光伏兴起，在补贴政策和“十三五”规划的共同刺激下，分布式光伏进入快速发展期。补贴取消后，随着技术的不断进步和成本的持续降低，分布式光伏迈入了高质量发展时代。

新型储能的发展路径似乎与其不谋而合。但新型储能要想实现高质量发展，还有一些问题亟待解决。

安全是新型储能应用的基础。储能设备在某些条件诱导下，有发生热失控的风险，消防安全尤为重要。国网浙江电力在印发新型储能调度管理规定时，将消防安全管理也纳入其中。当储能载体发生热失控后，可通过外部灭火、降温等安全措施阻止进一步的热蔓延或爆炸。当然要想实现储能设备的本质安全，还需不断提升系统、模组和电芯等的技术。

绿色是新型储能可持续发展的保障。2023年8月，欧盟《电池与废电池法规》正式生效，对电池企业提出电池护照、电池回收及碳足迹的强制性要求。因此，应从储能电池设计环节就考虑全生命周期的碳排放影响因素，尽量采用绿色材料和可再生材料、延长电池使用寿命、采用易于拆解和回收的电池结构等。

积累新型储能的运行管理经验。“新型储能大规模建设之后，面临调用是否充分的问题。目前，解决这个问题最有效、最直接的办法就是加强电网调度。”国网浙江电力调度控制中心水电及新能源处处长陈文进介绍，国网浙江电力调控中心也印发了一些管理办法，按照“保障电网安全稳定运行、辅助电网调峰和最大化消纳清洁能源的”顺序调用电网侧新型储能，但作为新生事物，对于新型储能的调度管理还需要时间来积累更多经验。

国网温州供电公司员工在乐清湾共享储能电站现场对蓄电池柜进行并网前安全巡视｜黄慧慧 摄新型储能就像成长中的孩子，家长总是会担心他们出错、跌倒，因而迟迟不肯放手。在发展之初，政府出台政策，扶之上马，十分必要，但随着新型储能的不断壮大，也应该让其经历风雨、独立成长。