中國儲能網(wǎng)訊：新型儲能是建設新型電力系統(tǒng)、推動能源綠色低碳轉型的重要基礎裝備和關鍵支撐技術，其發(fā)展不僅對構建清潔低碳、安全高效的能源體系具有重要意義，還將有助于我國新能源產業(yè)持續(xù)領先，創(chuàng)造新的經濟增長和寶貴就業(yè)機會。
目前儲能成套設備中主要降價的空間來源于電芯。交流側的變流器、變壓器、斷路器都是成熟設備，降價空間不大；直流側的預制艙、空調、消防等傳統(tǒng)設備降價空間也不大。電芯的價格占成套設備的60%，其主要降價因素有兩個：
一是受產能影響碳酸鋰價格由目前的7萬元/噸左右正在逐步下降，預計將降至4.8萬元/噸的成本價；
二是電芯廠正將單個電芯從314Ah提升到500Ah，再到1130Ah，大電芯帶來成本降低。
預計2025年底電芯成本降至0.24元/瓦時，帶動集成設備降到0.43元/瓦時，為儲能進入電力市場生存打下良好基礎。
從產業(yè)看，新型儲能是我國保持新能源領域持續(xù)領先、重塑全球能源供需格局的重要抓手，國家有意愿繼續(xù)支持其發(fā)展。我國新型儲能出貨量占全球的90%，應用量超過全球的40%，帶動材料生產、設備制造、儲能集成、投資應用與相關服務五大環(huán)節(jié)飛速發(fā)展，吸引了大量海內外優(yōu)秀人才在中國創(chuàng)業(yè)，我國已經成為世界新型儲能研發(fā)和生產中心，促進新能源+儲能對傳統(tǒng)油氣能源的替代。
從應用看，新型儲能是新型電力系統(tǒng)不可或缺的重要組成部分。定位方面，新型儲能為整個新型電力系統(tǒng)服務效率高、成本低，不應定位為僅為新能源服務。表現(xiàn)在電力市場中，就是現(xiàn)階段獨立儲能、工商業(yè)用戶側儲能收益高，新能源配儲收益低。作用方面，新型儲能在電力系統(tǒng)中既發(fā)揮類似抽水蓄能的作用，打通大電網(wǎng)調節(jié)“主動脈”，又能夠解決分布式光伏、用戶側負荷等“毛細血管”問題，并獲取合理收益。價格方面，目前，新型儲能的容量電價需求僅為抽水蓄能的約三分之一，且應用更加靈活，預估會在新型電力系統(tǒng)得到廣泛應用。
五大趨勢預判
一是獨立儲能近期有望獲得容量電價政策。容量電價是電力系統(tǒng)對發(fā)揮固定作用、消費固定成本的市場主體給予或收取的費用，分為發(fā)電側容量電價和用電側容量電價。在發(fā)電側，獲得容量電價的是抽水蓄能和煤電。這兩類發(fā)電設施成本高昂，建成后即使不發(fā)電，也隨時可以發(fā)揮支撐電網(wǎng)供電的固定作用。新型儲能構成的大型獨立儲能電站對抽水蓄能有替代作用，且新型儲能選址靈活、建設周期短，發(fā)揮的作用甚至超過抽水蓄能和煤電，因此應該給予新型儲能發(fā)電側容量電價。早在2022年，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）就提出“研究建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制”。基于新型儲能大發(fā)展不推高用戶電價的考量，預判會將2小時儲能容量電價限制在100元/千瓦/年以下，4小時的限制在180元/千瓦/年以下，保持獨立儲能的微利狀態(tài)。
二是獨立儲能充電價格政策有望進一步優(yōu)惠。新型儲能充電時是特殊的用戶，充電的目的不是用電，而是為電力系統(tǒng)提供調節(jié)資源，因此充電時不能當做普通用戶對待，應給與優(yōu)惠政策，具體來說就是免除輸配電價和基金附加，并免除作為用戶繳納的容量電價。輸配電價和基金附加方面，國家發(fā)改委、國家能源局在《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）中明確“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加”，有部分省份對充放電損耗部分仍然征收輸配電價和基金附加，預估將取消，進一步減輕負擔。充電時的容量電價方面，如果充電按照用戶繳納容量電價，則10萬千瓦/20萬千瓦時的2億造價獨立儲能電站，每年容量電費就要4千萬元。容量電價屬于省級事權，如山東省能源局已經協(xié)商電網(wǎng)企業(yè)財務部和營銷部，充電時按照單一制電價收費，不再繳納容量電價，預估各省逐漸會按此執(zhí)行。
三是分布式儲能遠期有望獲得扶持政策。分布式光伏已經成為影響配網(wǎng)電能質量的重要因素，帶來過電壓、變壓器反向重過載等問題，如果通過增加配網(wǎng)投資解決上述問題并不現(xiàn)實，但通過分布式儲能可以解決上述問題，以山東為例，在實踐中，分布式儲能一般布置在線路臨近低壓變壓器的位置，每個村變壓器容量約為200-400kVA，根據(jù)分布式光伏規(guī)模配置100kW或者60kW的2小時儲能，促進分布式光伏在臺區(qū)范圍內消納，解決新能源消納的“毛細血管阻塞”問題。分布式儲能最大的問題是缺乏有效的盈利模式，但可使用類似虛擬電廠的通訊和控制技術，聚合為“虛擬”的獨立儲能電站參與市場，盈利只差“臨門一腳”。
四是用戶的容量電價遠期改革將利好用戶側儲能。現(xiàn)有的大用戶即使不用電，電網(wǎng)企業(yè)也要為其隨時可用電而備用大量輸變電設備，這些輸變電設備投資需要固定的補償機制，因此需要315千伏安及以上的用戶按變壓器容量或最大需量繳納容量電價。但隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，用戶的靈活用電愈發(fā)重要，但容量電價的存在限制了用戶靈活性的發(fā)揮。以山東為例，中午的深谷電價低至0.18元/千瓦時，但中午多用谷電，會造成需量電價大幅上升。根據(jù)計算，用戶若全用谷電，則容量電價攤到度電成本高達0.6元，是電量電價的三倍，因此該省雖然日內價差很大，但是吸引的填谷負荷至今只有500萬，只占基礎負荷（7000萬千瓦）的7%。未來，一旦用戶側容量電價改革成功，將利好用戶側儲能。
五是新型儲能的跨部門支撐體系建設可能提速。新型儲能要想落地并在電力市場中發(fā)揮作用，需要能源管理、能監(jiān)市場、發(fā)改價格、電網(wǎng)營銷調度等電力相關部門合作構建行業(yè)內支撐體系。這是新型儲能落地的必由之路，預估各級政府將會逐漸意識到支撐體系的重要作用，有助于加速支撐體系建設。
