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截至到今年6月底，目前在運的新型儲能電站大約645個，裝機規(guī)模接近1600萬千瓦；其中在電力交易平臺注冊的只有169個，規(guī)模大概是860萬千瓦，只占到55%。參與市場交易的新型儲能大概55個，規(guī)模占儲能總裝機28%左右。

2023年10月31日至11月2日，SNEC第八屆(2023)國際儲能技術和裝備及應用(上海)大會上，國網能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所所長李瓊慧做了《新型儲能商業(yè)模式及交易機制探討》的分享。她強調，在新型電力系統(tǒng)的應用中，一定要充分考慮新型儲能和抽水蓄能的差異化，把新型儲能當做抽水蓄能來用，那可能構成資源錯置和浪費。


新型儲能發(fā)展的最主要動力還是高比例新能源，而新能源最主要的特征是能量密度低，這類能源最簡單、最經濟的利用方式是就近利用。有估算認為，在未來相對成熟、相對經濟的系統(tǒng)里面，分布式能源占比應該在30%以上。對此，李瓊慧重點強調了兩點。

第一，儲能的商業(yè)模式一定是在分布式，或者源網荷儲一體化中找到機會，這才是儲能商業(yè)模式創(chuàng)新最好的點。李瓊慧認為，新型儲能如果跟大儲、抽蓄一樣，商業(yè)模式的創(chuàng)新很難實現(xiàn)。

第二，儲能和調峰能力并不完全對等。此前國家能源局出臺文件明確強調，要加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的電力發(fā)展機制，這其實也是在強調抽蓄和新型儲能的差異化。

儲能不再能奢望像過去風光一樣，初期依靠電價、促投資的補貼政策支持發(fā)展。“依靠市場找到商業(yè)模式才是真正的王道。”

李瓊慧特別強調，未來的電力系統(tǒng)一定是源網荷儲共同承擔消納責任。所以有人說強制配儲不合理，源側配儲更多是源側承擔責任的一種體現(xiàn)，而不該認為它是強制性的配儲。未來高比例的新能源一定需要源網荷儲協(xié)調，這也是傳統(tǒng)電力系統(tǒng)跟當前新型電力系統(tǒng)的區(qū)別。

去年11月份發(fā)布的報告提到，新型儲能的利用率只有不到6%。李瓊慧表示，實際的小時數(shù)除以合理的利用小時數(shù)，算出來才是真正的利用率。所以儲能合理的利用率肯定跟常規(guī)機組不一樣?；痣娨话愫侠淼睦寐适?000小時，儲能較抽蓄正常的利用小時數(shù)一般不超過2000左右，一充一放，一年1000多小時數(shù)。儲能到底利用率應該怎么算？李瓊慧表示，國家也在制定相關標準。

從儲能調用方式來看，目前主要分為非市場化調用和自調用，戶用儲能和有些源側在場站內建的儲能是屬于自調用，共享儲能、獨立儲能，大部分是以市場化的形式被調用。

目前國內第一批、第二批共有14個省份實現(xiàn)了電力現(xiàn)貨市場交易，今年要求所有的省份實現(xiàn)電力現(xiàn)貨交易并開展長周期的結算。李瓊慧表示，從目前的統(tǒng)計來看，大概有55%的獨立儲能參與各種類型的電力市場，仍有45%的獨立儲能沒有參與市場化交易，這其中有的是自調用、也有接受調度調用。

而且李瓊慧指出，配建的儲能主要是源側的儲能，目前問題最多的是源側儲能。按照原來的政策文件，除了保障性規(guī)模以外、開發(fā)商還有意愿建設新能源的，需要通過購買或者自建調節(jié)能力來增加裝機，所以原來配儲的目的不是為了用，而且為了拿到新能源開發(fā)規(guī)模。因此電源側配建儲能的利用率是比較低的。

按照國家能源局文件，一部分配建儲能可以轉變?yōu)楠毩δ?，但是文件里面特別強調：源網荷儲一體化配的儲能不能拿出來作為獨立儲能運營，所以可以部分作為配建儲能，部分作為獨立儲能來用。而用戶側儲能主要是按照峰谷電價的引導，基本屬于自調用的模式。

國家能源局在2021年底印發(fā)的新版兩個細則中，已經明確給予了儲能市場地位，從客觀上來講國家層面已經允許儲能參與市場，只不過各個省電力市場存在差異，儲能在不同的省參與市場的方式也是略有區(qū)別。

以儲能參與調峰市場為例，一般要求儲能容量至少是4MW、10MWh，補償價格一般在2毛錢左右，南方區(qū)域給予的調峰補償價格最高；而甘肅則是建立了首個調峰容量市場，給予儲能參與調峰容量市場的補貼上限每兆瓦時300元。儲能參與調頻市場最早起源于山西，目前也有7個省份允許儲能參與調頻輔助服務市場，特別是山西提出了按照里程報價的方式，按效果補償。2022年6月，國家能源局出臺了《關于推動新型儲能參與電力市場和調用的通知》后，各大電網企業(yè)也在研究如何提高儲能的利用水平。

截至到今年6月底，目前在運的新型儲能電站大約645個，裝機規(guī)模接近1600萬千瓦；其中在電力交易平臺注冊的只有169個，規(guī)模大概是860萬千瓦，只占到55%。參與市場交易的新型儲能大概55個，規(guī)模占儲能總裝機28%左右。

目前新型儲能的收益模式來看，包括湖南、寧夏等沒有開展電力現(xiàn)貨的省份，主要是以容量租賃輔助服務補償為主。青海最新的市場規(guī)則是通過支持推廣共享儲能的模式獲取收益?，F(xiàn)在收益比較好的地區(qū)是山東，可以通過三種方式實現(xiàn)盈利，一是儲能可以實現(xiàn)容量租賃收益，即新能源場站按照配建的規(guī)則、支付一些容量租賃的費用；第二現(xiàn)貨市場來說，儲能還可以獲得價差套利，第三，新型儲能在電力輔助服務市場還有容量電價收益。

在山西，儲能主要是電力現(xiàn)貨獲得價差套利，還有一次調頻輔助服務市場收益。甘肅主要是利用現(xiàn)貨的價差套利和輔助服務的市場來獲得收益，調峰容量市場機制。用戶側主要是利用工商業(yè)的峰谷價差套利，而且當達到一定程度時，需量電費收益的盈利水平也是可觀的，現(xiàn)在的問題是盈利水平能否持續(xù)。

李瓊慧表示，儲能未來一定要關注四種可能的商業(yè)模式。

1，電源側配儲能，雖然強配會有些問題，未來可能會出現(xiàn)其他的方式。這個強配是通俗的說法，文件里說的是保障性規(guī)模之外，需要額外增加并網規(guī)模的，就需要通過購買或者自建調峰能力來增加并網的規(guī)模。源側未來更多是通過經濟性的激勵，鼓勵源側配儲；“源網荷儲一體化”或多能互補，這一類的儲能可能也是必不可少的。

2，共享儲能。既然是共享，可能要通過收取容量費用，因為共享是一定范圍內的。

3，電網替代型儲能。去年6月份國家發(fā)布的文件專門提到了電網替代型儲能，鼓勵電網企業(yè)可以建一部分以實現(xiàn)電網功能為主的儲能，電網替代型儲能主要的應用場景包括應急電源、邊遠地區(qū)的容量替代，以及提升供電服務質量的設施。

4，用戶側，光伏+儲能的形式等。

李瓊慧總結指出，當前，獨立儲能可以參與各種市場輔助服務獲得補償，有的是通過在共享區(qū)域內給予的容量租賃費用，如果三種都有參與、其收入水平肯定更高一些。而國家當前鼓勵共享儲能參與市場，以及通過聚合的方式參與市場。將來，儲能肯定也會從一充一放演變到到一充多放、或者隨充隨放，一充多放和隨充隨放在市場獲得的價值肯定也不一樣。

原標題：李瓊慧：源側配儲是承擔責任的一種體現(xiàn) 而不該認為是強制性配儲