中國儲能網(wǎng)訊：中國正在經(jīng)歷有史以來規(guī)模最大的儲能投資和建設(shè)周期。
根據(jù)國家能源局2021年8月發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2025年，中國抽水蓄能累計裝機量要達到62GW以上，到2030年達到120GW，截至2021年底，抽水蓄能裝機規(guī)模僅為39.8GW。這意味著9年間有3倍的成長空間，復(fù)合年均增長率為13%。
但實際建設(shè)規(guī)模將遠超于此。今年頭7個月，已獲批復(fù)但尚未開工的抽水蓄能項目即達102個，總裝機126.9GW。
根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局2021年7月發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，到2025年，中國新型儲能累計裝機規(guī)模要達到30GW以上。截至2021年底，中國新型儲能裝機規(guī)模僅為5.76GW。這意味著4年間有5倍以上的成長空間，復(fù)合年均增長率為51%。
若按各地方政府的“十四五”規(guī)劃，到2025年末，加總后的新型儲能裝機規(guī)模將高達43.7GW。
儲能建設(shè)的大提速，是在經(jīng)濟疲軟和雙碳目標的背景之下展開的。
2021年以來，中國固定資產(chǎn)投資明顯下行，對經(jīng)濟增長帶來較大壓力。而開展大規(guī)模儲能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，有助于擴大總需求，穩(wěn)定經(jīng)濟；另一方面，實現(xiàn)2030年前碳達峰，2060年前碳中和的目標，新能源必須大發(fā)展。中國政府計劃到2025年將非水電可再生能源（主要是風電、光伏）的發(fā)電占比提升到18%左右，該比例2021年為11.7%。
風光電屬于間歇性能源，根據(jù)國際能源署（IEA）的指導意見，間歇性能源的發(fā)電占比低于15%的時候，對電網(wǎng)沖擊較??；占比在15%-25%的時候，對電網(wǎng)沖擊較大，需要引入儲能電源來調(diào)峰調(diào)頻；占比超過25%，為保證電網(wǎng)穩(wěn)定性，所有電廠都必須配置儲能。
鑒于2025年后中國風光電的發(fā)電占比將繼續(xù)提高，2021年下半年后，各地政府都對新建風光電項目提出了配建儲能的強制性要求，配建比例為項目裝機容量的10%-20%。
儲能方式包括抽水儲能和新型儲能、熱儲能、氫儲能，其中，抽水儲能占比最大，新型儲能次之，新型儲能中主要是鋰離子電池儲能。
以每GW抽水儲能造價60億元計算，按國家能源局的規(guī)劃，到2030年抽水蓄能電站要新增投資5000億元左右；按實際建設(shè)規(guī)模，2030年前將新增投資超過1萬億元。
僅2022年頭7個月，已獲批復(fù)但尚未開工的抽水蓄能項目，總投資額已達6176.9億元，超過了建國以來建成和在建抽水蓄能項目的投資總額。
新型儲能則主要受新能源強制配儲的政策拉動，若各地規(guī)劃的項目全部到位，按照新型儲能平均每GW造價40億元計算，四年內(nèi)將新增投資1520億元。
與儲能投資大躍進不相匹配的是其盈利前景。儲能利潤的主要來源是峰谷電價差，按目前的價差，抽水蓄能已經(jīng)能夠盈利，新型儲能則需進一步降低自身建設(shè)成本才能突破盈虧平衡點。電價管制之外，電力市場不完善也制約著儲能的盈利渠道。
去年下半年以來，政策暖風不斷，其中擴大電力現(xiàn)貨市場試點范圍和允許新型儲能參與電力輔助服務(wù)市場是最重要的兩個政策。國海證券估算，到2025年，電力輔助服務(wù)市場的規(guī)模有望達到1710億元。
抽水蓄能2030年前新增投資過萬億
抽水蓄能就是利用電能將水抽到高處，用電的時候再放水發(fā)電，它是目前成本最低、應(yīng)用最廣泛的儲能方式。
雖然抽水蓄能項目投資規(guī)模大、建設(shè)周期長、并且受地形限制，但其發(fā)展速度驚人。
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會的數(shù)據(jù)顯示，2021年中國抽水儲能新增裝機量同比增長192%，達到5.3GW；2022年僅上半年，抽水儲能新增裝機量就達到8.01GW。
國家能源局對抽水蓄能的規(guī)劃是到2025年裝機量超過62GW，2030年達到120GW，但實際落地的規(guī)?；蛟S會遠超于此。
中國電力建設(shè)集團有限公司董事長丁焰章2022年6月13日在《人民日報》發(fā)表文章指出，“十四五”期間中國將實施雙兩百工程，在全國200個市縣開工建設(shè)200個以上抽水蓄能項目，開工目標是270GW。
2022年7月，國家能源局相關(guān)負責人在接受《中國能源報》采訪時表示，“十四五”可核準抽水蓄能裝機規(guī)模270GW，總投資1.6萬億元，涉及28個省（區(qū)、市）和新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團。
抽水蓄能的建設(shè)周期為4年-5年，如果“十四五”期間270GW的開工目標能夠?qū)崿F(xiàn)，2030年之前即可全部投產(chǎn)，中國2021年底已有39.8GW的裝機規(guī)模，加總之后，2030年的總裝機規(guī)模將超過300GW。
參考過往數(shù)據(jù)，中國每GW抽水儲能的造價為60億元左右，這意味著2030年之前需要新增投資1.56萬億元左右。
“十四五”的時間段為2021年到2025年，根據(jù)國際能源網(wǎng)和儲能頭條的不完全統(tǒng)計，2021年至2022年7月底，已經(jīng)開工的抽水蓄能電站為17.6GW，投資1151.96億元，已經(jīng)完成了國家能源局“十四五”規(guī)劃的絕大部分任務(wù)。
但抽蓄電站的建設(shè)步伐不僅沒有減緩，反而還在加快。
從2022年初到2022年7月底，已獲批復(fù)但尚未開工的抽水蓄能項目有102個，總裝機126.9GW，總投資6176.9億元。這7個月批復(fù)的投資額，超過了建國以來的抽水蓄能的總投資額。
自1958年到2022年7月底，中國總計開工建設(shè)了91.38GW的抽水蓄能，投資總額為4993.81億元。
抽水蓄能電站投資和運營的主力軍是電網(wǎng)、電力國有企業(yè)。
截至2021年底，中國在運抽水蓄能電站中，國家電網(wǎng)旗下的電站占總裝機量的64.56%，南方電網(wǎng)占23.2%。從建設(shè)規(guī)劃來看，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、三峽集團的建設(shè)規(guī)模最大。
新能源強制配儲拉動新型儲能投資
根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局2021年7月公布的規(guī)劃，新型儲能到2025年裝機規(guī)模將達30GW。2022年以來，部分省份陸續(xù)發(fā)布了各自的新型儲能“十四五”規(guī)劃，加總之后，到2025年全國裝機規(guī)模將達43.7GW。
截至2021年底，全國新型儲能裝機規(guī)模為5.76GW，差額37.94GW。
根據(jù)中國儲能網(wǎng)、國家能源網(wǎng)統(tǒng)計，2022年上半年，中國儲能時長2小時的新型儲能項目，工程總承包平均報價為每瓦1.81元，折算每GW造價為36億元左右。2022年8月20到26日，平均報價為每瓦2.29元，折算每GW造價為45.86億元，本文取中間值每GW造價40億元。
以此計算，若各地規(guī)劃的項目全部到位，2022年到2025年，中國的新型儲能將新增投資1520億元。
目前，中國新型儲能主要是電化學儲能。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2021年中國電化學儲能累計裝機規(guī)模占新型儲能的比例為96.7%。
2021年，中國電化學儲能新增裝機量同比增長135%；2022年上半年，增長70.19%，新增裝機量為0.39GW，只有“十四五”規(guī)劃增長量的1/10左右。
未來，新型儲能投資能否如期落地，主要驅(qū)動力來自哪里？
新型儲能主要用于新能源配儲、電源側(cè)輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能。中國電化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會的數(shù)據(jù)顯示，2022年上半年新型儲能新增裝機在上述四種應(yīng)用的占比為39%、30%、21%、9%。
其中，電源側(cè)的投資主體主要是分散在各地的火力發(fā)電廠，主體不一，其投資行為及其對新型儲能的拉動程度，目前還看不清楚。
而電網(wǎng)側(cè)儲能與電網(wǎng)基本建設(shè)投資相關(guān)。今年中國電網(wǎng)的投資比前兩年顯著提升，2020年、2021年、2022年上半年，中國電網(wǎng)基本建設(shè)投資完成額同比增速分別為-6.2%、1.1%、9.9%。但電網(wǎng)投資側(cè)重于特高壓建設(shè)以及抽水蓄能建設(shè)，會在多大程度上拉動新型儲能投資也并不清晰。2022年上半年，中國電網(wǎng)側(cè)儲能新增裝機量同比增速為30.52%。
用戶側(cè)儲能主要指的是工商企業(yè)用戶安裝新型儲能系統(tǒng)，利用峰谷電價差套利。但用戶側(cè)儲能投資主體是工商業(yè)企業(yè)，其投資動力受到峰谷電價差變化的影響，也受到當前中國電力市場體系不完善的限制，目前對新型儲能的拉動力并不強。2022年上半年，中國用戶側(cè)新型儲能新增裝機量同比下滑0.02%。
短期來看，新能源配儲對新型儲能投資的拉動力最大，2022年上半年該領(lǐng)域新型儲能新增裝機同比增加128%，增長趨勢也非常明確。
一方面，在新能源領(lǐng)域，新型儲能的應(yīng)用獲得了政策的強力支持。
2021年下半年以來，各地政府陸續(xù)推出政策，將新能源投資與儲能投資相掛鉤，要求新能源項目強制配儲，或在項目審批時給予評分傾斜的方式鼓勵配儲。
大部分省份要求新增的新能源發(fā)電項目配置儲能，比例不低于發(fā)電項目裝機容量的10%，儲能設(shè)備連續(xù)儲能的時長要達到2小時以上，內(nèi)蒙古、湖南、河南、廣西等地，要求的配儲比例達到15%-20%。
另一方面，中國新能源裝機量和投資增長都較快。2022年上半年，中國風電和光伏發(fā)電的累計裝機量分別同比增長17.2%和25.8%，達到3.42億千瓦和3.37億千瓦。而根據(jù)國家發(fā)改委和國家能源局等九部委于2022年6月聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，到2025年，中國風電和光伏發(fā)電總裝機容量要達到12億千瓦以上，比目前增長一倍。
中國光伏投資目前正高速增長。2021年，中國光伏基本建設(shè)投資完成額同比增長34.9%，2022年上半年，同比增速大幅度提升到283.6%。
中國風電投資則有所下滑。受到此前搶裝潮提前透支市場的影響，2021年中國風電基本建設(shè)投資完成額同比下滑7.9%，2022年上半年同比下滑31.4%。
但從風電行業(yè)招標情況來看，風電投資和新增裝機或?qū)⒂?022年下半年迎來反彈。根據(jù)東吳證券統(tǒng)計，2022年上半年，中國風電公開招標規(guī)模超過50GW，已接近2021年全年54.15GW的招標量，預(yù)計2022年全年中國風電招標量超過100GW。
總的來看，隨著新能源發(fā)電機組加速并網(wǎng)，電化學儲能新增裝機也將大幅增加。
目前，新型儲能招標量已呈現(xiàn)上升趨勢。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022年5月、6月、7月新型儲能項目中標總規(guī)模分別為0.87GW、0.66GW、0.97GW。根據(jù)長江證券和國聯(lián)證券的預(yù)測，中國新型儲能全年新增裝機同比增速可達132%，裝機量達到5GW左右。
抽水蓄能的投資回報已有保證
無論是抽水蓄能還是新型儲能，理論上說，最基本的盈利模式都是低買高賣——在低電價時段充電，在高電價時段賣出，賺取電價差。
但中國電價受政府管制，電價很難大幅上漲，各用電大省的政府還都有降低電價的強需求。
中國平均電價也較低。根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，多年來中國平均電價僅高于35個OECD國家中的2個。
中國電力市場也還不健全，電價是雙軌制，分為政府定價和市場定價，全國只有一半電量是通過市場交易。2021年，中國市場定價的電力交易電量3.8萬億千瓦時，占全社會用電量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。
市場定價交易分為中長期交易和現(xiàn)貨交易，以中長期交易為主，2021年80%的市場交易電量為中長期交易。中長期交易按照月內(nèi)多日、月、季、年為周期，根據(jù)供需確定電價?，F(xiàn)貨交易市場則可以開展日前、日內(nèi)、實時交易，目前正在部分區(qū)域試點。
中國的另一部分電量則是由政府定價，包括按照電壓等級分類，按用電類別分類，兩部制電價，峰谷分時電價。
電價受控和市場不完善是阻礙儲能發(fā)展的絆腳石。
從抽水蓄能來看。投資金額大，回收期長，這導致抽水蓄能電站的投資主體以國企為主，民企很少。
在發(fā)展過程中，抽水蓄能也形成了多種運營模式。包括：電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營核算、租賃制付費模式、兩部制電價模式。
早期建設(shè)的抽水蓄能電站是電網(wǎng)的附屬。根據(jù)國家發(fā)改委2004年發(fā)布的《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題》，中國的抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)和運營管理，其建設(shè)成本和運行成本納入電網(wǎng)運行費用，統(tǒng)一核定。
2014年以后，抽水蓄能電站逐漸走向市場。國家發(fā)改委2014年明確抽水蓄能暫行兩部制電價政策（容量電價+電量電價），容量電價由政府定價，按照彌補電站固定成本+準許收益的原則核定；2021年4月明確抽水蓄能的電量電價以市場競爭方式形成。
具體來說，有些抽水蓄能電站隸屬于電網(wǎng)，由電網(wǎng)經(jīng)營核算；有些獨立經(jīng)營，每年從省電力公司獲取一定的租賃收入，這筆錢由區(qū)域內(nèi)的發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶按比例分攤承擔。抽水蓄能電站得到租賃收入后，扣除電站的開銷就是盈利。日常，抽水蓄能的用電和發(fā)電既不用花錢也不收錢，運營服務(wù)活動聽從電力公司安排，為電網(wǎng)提供包括調(diào)峰、調(diào)頻在內(nèi)的各種輔助服務(wù)。
執(zhí)行兩部制電價的抽水蓄能電站，每年按照裝機容量獲取容量電價收入；容量電價的定價，按照抽水蓄能電站投資資本金內(nèi)部收益率6.5%核算。
在保證完成電網(wǎng)交給的包括調(diào)峰、調(diào)頻在內(nèi)的各種輔助服務(wù)工作之外，抽水蓄能電站還可以在用電低谷時利用便宜的電抽水，在用電高峰時發(fā)電售電，獲得峰谷電價價差的收入，也就是電量電價收入。抽水蓄能電站的容量電價由政府確定，而電量電價則由市場確定。
根據(jù)國家發(fā)改委2021年4月發(fā)布的《關(guān)于進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制的意見》，抽水蓄能的電量電價，在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，按照現(xiàn)貨市場價格和規(guī)則結(jié)算；在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能采購電價按照燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，也可通過競爭性招標方式形成價格。
目前，全國范圍的電價差已經(jīng)能夠支持抽水蓄能電站盈利。
根據(jù)國際能源網(wǎng)、金風低碳能源設(shè)計研究院的數(shù)據(jù)，2022年1月-7月，全國28省區(qū)市的平均峰谷電價差約為每度電0.7元左右，而抽水蓄能電站的發(fā)電成本約為每度電0.2元-0.3元。
總體來看，目前中國抽水蓄能電站還主要依靠容量電價賺錢，電量電價貢獻的利潤占比尚低。國網(wǎng)新源控股運營的抽水蓄能電站裝機容量占全國的2/3左右，據(jù)華創(chuàng)證券測算，電量電價給國網(wǎng)新源控股貢獻的利潤，僅占其總利潤的15%左右。
新型儲能的盈利模式尚未跑通
價格方面，從全國范圍來看，目前中國新型儲能中占比最大的磷酸鐵鋰儲能的平均成本為每度電0.6元-0.8元左右，參考2022年1月-7月全國28省區(qū)市平均每度電0.7元左右的峰谷電價差，剛能勉強達到盈虧平衡線（根據(jù)國際能源網(wǎng)、金風低碳能源設(shè)計研究院數(shù)據(jù)）。
國家發(fā)改委、國家能源局在2022年3月發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中提出，到2025年，電化學儲能技術(shù)性能要進一步提升，系統(tǒng)成本要降低30%以上。
從細分市場來看，市場機制不完善也導致很多問題。
一是規(guī)則不明確導致盈利模式不確定。儲能大多與發(fā)電機組聯(lián)合，用于改善電源的性能，尤其是促進新能源消納。但儲能如何參與電網(wǎng)調(diào)度、如何參與輔助服務(wù)市場的規(guī)則不明確，盈利渠道有限，這導致儲能利用率較低，甚至出現(xiàn)儲能設(shè)備“曬太陽”的情況。
中國儲能網(wǎng)2022年6月報道，多數(shù)新能源建設(shè)單位將儲能視作“包袱”，在設(shè)備采購階段，采取“最低價”中標方式壓縮采購成本，忽略產(chǎn)品安全和性能，在建設(shè)階段，不考慮儲能參與電力市場的接口設(shè)計，投產(chǎn)后也大多將儲能空置“曬太陽”。
第二，高投資成本無法通過提高電價來消化。電源側(cè)儲能主要用于為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)，其投資和運營成本主要由電網(wǎng)承擔，成本疏導困難。
比如長沙電池儲能電站一期示范項目，由國家電網(wǎng)投資3.3億元建設(shè)，總規(guī)模60MW/120MWh。此項目于2019年3月投運，雖然土地成本免費，并且采取了電池租賃的模式，但其全生命周期內(nèi)建設(shè)成本、運行成本、運行電量損耗費用及運維成本加總到一起，折合度電成本仍高達1元。其每年運營成本高達5441萬元，其每年峰谷電價差收入僅為1800萬元，項目年虧損約3281萬元。
第三，在用戶側(cè)，儲能主要用于與工商業(yè)用戶聯(lián)動，通過峰谷電價差獲得收益，收入較單一，并且容易受到工商業(yè)用戶停工影響。
比如，珠海瓦特電力設(shè)備有限公司某2MW/4MWh的用戶側(cè)儲能電站，安裝在工商業(yè)用戶側(cè)，與用戶合作運營并共享收益。如果用戶每年用1200度電，儲能電站可以通過峰谷電價差獲得155萬元的收入，另外可以獲得電網(wǎng)給予的55.6萬元需求側(cè)響應(yīng)收入。
但這種模式下，一旦用戶用電量波動，儲能電站的收益也將隨之波動。
例如，2017年到2019年間，浙江南都電源動力股份有限公司（300068.SZ 下稱南都電源）在江蘇鎮(zhèn)江化工園區(qū)投資建設(shè)了6個儲能電站，但江蘇省2020年11月出臺政策清理低端低效和安全環(huán)保不能穩(wěn)定達標的企業(yè)，用戶用電量突然下降，導致電站在2021年1-2月出現(xiàn)了嚴重電量消納不足、收益下降，南都電源只好對儲能電站進行資產(chǎn)減值。
政策暖風頻吹
中國政府已經(jīng)意識到上述問題，陸續(xù)發(fā)布了若干解決問題的政策。
第一，拉大峰谷電價差，提升儲能盈利能力。
國家發(fā)改委2021年7月發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地結(jié)合實際情況在峰谷電價的基礎(chǔ)上推行尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。根據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計，2022年7月1日起，全國有27個省市開始執(zhí)行尖峰電價。
第二，擴大電力現(xiàn)貨市場試點范圍。
現(xiàn)貨市場能夠讓價格隨供需和成本實時波動起來，有利于儲能靈活捕捉每天的峰谷電價差。
沒有現(xiàn)貨市場，意味著電價在月內(nèi)多日、月、季、年的時間周期內(nèi)固定不變，電價無法靈活反映發(fā)電成本的變化。有了現(xiàn)貨市場，電價能及時體現(xiàn)每天、每個小時的發(fā)電成本和用電的緊迫程度，讓儲能更好的盈利。
比如，在執(zhí)行電力現(xiàn)貨交易的山東省，2022年4月出現(xiàn)了22天的負電價，因為時段內(nèi)新能源發(fā)電量大漲，而用電需求并不旺盛，山東省的獨立儲能電站就實現(xiàn)了以負電價充電的情況。
中國于2017年敲定首批電力現(xiàn)貨市場試點，包括南方電網(wǎng)轄區(qū)（廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅，并于2019年6月底全面啟動模擬試運行。
第二批電力現(xiàn)貨市場試點于2021年4月敲定，包括上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，其模擬交易已分別于2022年1月到8月間啟動。
省間現(xiàn)貨交易于2022年6月在南方電網(wǎng)啟動試運行，實現(xiàn)由廣東到云南、貴州、廣西、海南的電力現(xiàn)貨市場跨區(qū)跨省交易。
國家發(fā)改委和國家能源局2022年1月發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系指導意見》，提出到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計、聯(lián)合運營，跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高。這對理順儲能的交易機制和價格機制將大有助益。
第三，減成本，加補貼。
根據(jù)國家發(fā)改委、能源局2022年6月《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電，減免其充電電量的輸配電價和政府性基金及附加。這可以讓新型儲能的度電成本降低0.1-0.2元左右（根據(jù)金風低碳能源設(shè)計研究院數(shù)據(jù)）。
2022年9月2日，山東省發(fā)改委、山東省能源局、國家能源局山東監(jiān)管辦公室聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于促進山東省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，提出給予新型儲能容量補償，其補償標準暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。
根據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計，自2018年到2022年8月初，已經(jīng)有24省市明確提出對儲能的投資和運營發(fā)放補貼。
第四，對儲能設(shè)備運行加強監(jiān)管。比如，國家能源局江蘇監(jiān)管辦公室于2022年8月15日發(fā)布的《江蘇電力并網(wǎng)運行管理實施細則》，就明確要求儲能電站必須服從調(diào)度機構(gòu)的調(diào)度管理，對擅自調(diào)整儲能電站的啟停和充放電切換模式的行為，處以罰款10萬元。
第五，明確新能源配儲參與市場的規(guī)則。
發(fā)改委、國家能源局在2022年6月的通知中指出，以配建形式存在的新型儲能項目，可以將容量一分為二，一部分用來服務(wù)新能源發(fā)電，在完成站內(nèi)計量、控制等相關(guān)系統(tǒng)改造并符合相關(guān)技術(shù)要求情況下，與所配建的其他類型電源聯(lián)合，并視為一個整體，保證新能源消納利用；另一部分可以視作獨立容量，參與電力市場。滿足相關(guān)技術(shù)條件、符合相關(guān)要求，并且具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能。（涉及風光水火儲多能互補一體化的儲能項目除外）
第六，打開輔助服務(wù)市場的大門。
從全國范圍來看，電力輔助服務(wù)實質(zhì)上是一種計劃調(diào)度，并非完全市場行為，但其潛在市場空間到2025年可達到1710億元，目前，政策正向新型儲能打開輔助服務(wù)市場的大門，以提升新型儲能的盈利能力。
電力輔助服務(wù)是參與主體為維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，在除了正常電能生產(chǎn)、傳輸、使用之外，響應(yīng)電力調(diào)度指令所提供的服務(wù)。
根據(jù)修訂后的《電力輔助服務(wù)管理辦法》，其服務(wù)品種包括有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)、事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)。
根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，目前中國電力輔助服務(wù)費用約占全社會總電費的1.5%，約750億元左右。國海證券估算，到2025年輔助市場規(guī)?？烧既鐣傠娰M的3%，約1710億元。
2021年12月21日，國家能源局修訂發(fā)布了《電力輔助服務(wù)管理辦法》，擴大了輔助服務(wù)提供的主體。此前的主體只是并網(wǎng)發(fā)電廠，但修訂后，新型儲能、自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡(luò)、聚合商、虛擬電廠，也都被認定為輔助服務(wù)提供的主體。
“相當于打開了大門，以前是發(fā)電廠、電網(wǎng)自己玩，外人很難參與，現(xiàn)在新型儲能也可以進入市場賺錢了?！北本┢漳苁兰o科技有限公司亞太區(qū)銷售經(jīng)理匡楨仁對《財經(jīng)十一人》說。
某些省份還發(fā)布了偏向于儲能的執(zhí)行政策。例如，國家能源局云南能源監(jiān)管辦公室2022年8月發(fā)布《云南黑啟動輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（征求意見稿）》，明確具備條件的儲能可自主參與黑啟動輔助服務(wù)市場，如果多個市場主體申報價格相同，首先出清儲能。（黑啟動時輔助服務(wù)的一種，指在電力系統(tǒng)因故障停運后，放電帶動無自啟動能力的發(fā)電機組啟動的服務(wù)）
另外，貴州、重慶、廣東、廣西、江蘇、北京也分別于6月到8月間，發(fā)布了鼓勵儲能參與輔助服務(wù)市場的相關(guān)文件。
具體的執(zhí)行辦法也開始陸續(xù)發(fā)布。9月2日，浙江省發(fā)布了《2022年浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務(wù)結(jié)算試運行方案（征求意見稿）》，明確了新型儲能在現(xiàn)貨市場中參與輔助服務(wù)的規(guī)則，包括：新型儲能可以提供的服務(wù)是旋轉(zhuǎn)備用、削峰調(diào)峰、填谷調(diào)峰；以市場化形式開展，日前申報、出清，日內(nèi)調(diào)用；參與旋轉(zhuǎn)備用服務(wù)的儲能，可以獲得調(diào)用容量補償和中標容量補償兩個收入（類似于抽水蓄能的容量電價和電量電價）。
這六條針對性的政策調(diào)整，將明顯改善儲能投資的回報前景。
附錄：五種“非主流”儲能技術(shù)
儲能存在多種技術(shù)路線，目前的主流技術(shù)路線是抽水蓄能和鋰離子電池儲能。
截至2021年底，抽水蓄能裝機量占儲能裝機總量的86.3%，未來計劃投資的規(guī)模也最大；鋰離子電池儲能占儲能裝機總量的11.2%，是新型儲能的主要形態(tài)，但存在安全性不足的缺點。
大量的鋰離子電池堆砌在一起，容易出現(xiàn)安全事故。根據(jù)光大證券的統(tǒng)計，從2011年1月到2022年4月，全球總計發(fā)生34起儲能電站爆炸事件，其中32起是鋰電池。
2022年6月29日，國家能源局在《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求（2022版）（征求意見稿）》提出：“中大型化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池”。
這意味著其他儲能技術(shù)有可能搶占鋰離子電池的份額，在儲能市場占據(jù)一席之地，甚至成為主流。
以下是五種主要的“非主流”儲能技術(shù)路線。
1. 壓縮空氣儲能：需要特定地質(zhì)條件
根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)（下同），截至2021年底，中國壓縮空氣儲能累計裝機為0.18GW。
壓縮空氣儲能的原理是，利用電能把空氣壓縮到鹽穴、金屬礦井、油氣井、煤礦井或壓力容器中；用電的時候釋放壓縮空氣，推動空氣透平膨脹機發(fā)電。
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壓縮空氣儲能的優(yōu)點是自放電率低，日常運營成本低，設(shè)備使用壽命長，缺點是投資成本高，受限于密封洞穴的地質(zhì)條件。
2022年5月26日，中國第一個壓縮空氣儲能國家示范項目江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站正式并網(wǎng)投產(chǎn)，這是由中國華能、中鹽集團、清華大學、三維化工等多家產(chǎn)學研單位，經(jīng)過十年研發(fā)、兩年建設(shè)完工的獨立儲能電站，一期儲能裝機60MW，遠期規(guī)劃1000MW。
《財經(jīng)十一人》根據(jù)儲能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計整理，5省范圍內(nèi)壓縮空氣儲能電池的示范項目如下：
2. 熔融鹽儲能：對材料要求高
截至2021年底，中國熔融鹽儲能累計裝機為0.55GW。
熔鹽是鹽類（堿金屬、堿土金屬的鹵化物、硝酸鹽、硫酸鹽）熔化后形成的熔融體，是一種優(yōu)良的傳熱儲熱介質(zhì)。熔融鹽儲能的原理，就是利用電能加熱熔鹽，需要用電的時候，再利用高溫熔鹽與水換熱，產(chǎn)生水蒸氣驅(qū)動渦輪機發(fā)電。
熔融鹽儲能成本低、壽命長，但容易發(fā)生液體泄漏，并且對蓄熱裝置材料抗腐蝕要求高。
2022年，多個省份公布了計劃建設(shè)的新型儲能示范項目名單，其中，浙江省、山東省、河北省、山西省、青海省的名單中披露了項目的技術(shù)路線，《財經(jīng)十一人》根據(jù)儲能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計整理，5省范圍內(nèi)熔融鹽儲能示范項目如下：
3. 釩液流電池：適合大規(guī)模儲能，但原材料成本高
截至2021年底，中國釩液流電池儲能累計裝機為0.05GW。
釩液流電池儲能的原理是，利用釩氧化物與電極接觸發(fā)生電化學反應(yīng)，讓化學能轉(zhuǎn)化為電能，或者讓電能轉(zhuǎn)化為化學能，通過外接的泵，將儲存在儲罐內(nèi)的釩氧化物電解液運輸至電池堆內(nèi)，進行電化學反應(yīng)，之后再循環(huán)流動回到儲罐，形成閉合回路，從而實現(xiàn)充電和放電的過程。
釩電池可擴展性好，只要增加電解液就可以增加額外裝機容量，并且其安全性較好，因此其較適合大規(guī)模儲能。申銀萬國、光大證券、浙商證券認為，2025年前后，中國釩液流電池儲能年新增裝機量可達到2.13-3.5GW。
但其最大的弱點是售價較高，按照目前的價格，其總成本的一半都需要用來購買釩氧化物電解液，導致目前其綜合售價比鋰離子電池儲能貴一倍。
但在實際應(yīng)用中，可采用融資租賃的模式降低買家支付壓力。比如，中國普能推出電解液融資租賃的模式，讓買家不必一次性支付電解液的購買費用，而是每年支付少量租金，使釩電池儲能的售價降低到與鋰離子電池儲能相同的水平。
2022年8月，投資20億元的大連100MW/400MWh釩液流儲能調(diào)峰電站正式并入遼寧電網(wǎng)，進行最后的調(diào)試，預(yù)計9月底投入商業(yè)運營。這是國家能源局批準建設(shè)的首個國家級大型化學儲能示范項目，也全球最大的釩液流電池儲能電站。
《財經(jīng)十一人》根據(jù)儲能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計整理，5省范圍內(nèi)釩液流電池儲能的示范項目如下：
4. 鐵鉻液流電池：釩電池的挑戰(zhàn)者
鐵鉻液流電池儲能原理與釩液流電池儲能類似，最大的區(qū)別是所用的電解液材料是鐵和鉻，成本比釩低。根據(jù)西部證券的數(shù)據(jù)，在其他硬件條件不變的情況下，釩氧化物電解液占釩液流電池儲能成本的一半，鐵鉻材料僅占鐵鉻液流電池的9%。
目前，鐵鉻液流電池儲能在中國應(yīng)用還較少，《財經(jīng)十一人》根據(jù)儲能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計整理，5省范圍內(nèi)鐵鉻液流電池儲能的示范項目如下：
5. 飛輪儲能：啟動速度快，與其他儲能搭配使用
截至2021年底，飛輪儲能在中國累計裝機容量為0.01GW。
飛輪儲能利用低摩擦環(huán)境中高速旋轉(zhuǎn)的轉(zhuǎn)子來存儲能量。其原理是，利用電能加速飛輪，將電能轉(zhuǎn)化為機械能儲存，需要用電時，飛輪帶動發(fā)電機組，將機械能轉(zhuǎn)化為電能。
飛輪儲能的優(yōu)點是能量密度高、啟動速度快，但缺點是放電時間短。比如數(shù)據(jù)中心突然斷電，需要儲能系統(tǒng)快速啟動，以免造成數(shù)據(jù)丟失，就適合飛輪儲能，但飛輪儲能只能供電十幾秒鐘，需要與其他儲能配合使用。
《財經(jīng)十一人》根據(jù)儲能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計整理，5省范圍內(nèi)飛輪儲能的示范項目如下：
