2023年3月20日《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》）发布，提出到2025年广东省新型储能产业营收达到6000亿元，装机规模达到300万千瓦；到2027年广东省新型储能产业营收达到1万亿元，规模达到400万千瓦的目标。《意见》的要意是通过新型储能的多场景应用需求来拉动新型储能上下游产业链的发展。多场景应用包括海外储能市场、新能源配套储能、电网侧和用户侧储能、虚拟电厂中储能的配置、综合性充换电站建设、氢储能试点应用、区域综合能源服务项目。综合外贸环境、发展规模、技术和商业模式成熟度等因素，应用于电力系统的新型储能电站将是新型储能应用场景中的主力军。
  新型储能电站是电力系统刚需吗？
  新能源大规模发展需要匹配一定比例的储能。根据《广东省能源发展“十四五”规划》，“十四五”广东省将着力推动能源绿色低碳转型，新增海上风电装机容量约1700万千瓦、陆上风电装机容量约300万千瓦、光伏发电装机容量约2000万千瓦，新能源新增装机规模约4000万千瓦。大规模新能源并网后，电力系统的控制和安全面临一系列新的挑战，需要配置一定比例的储能及相应的控制技术来适应这种变化。根据《电力系统安全稳定运行导则》的要求，发电设施需要配备10%的调频容量储备。新能源本身并不具备调频能力，而传统的抽水蓄能电站难以满足新能源灵活性布置、快速调节的需求。因此，新能源需要配套新型储能来满足调频容量的需要。在此场景下，为了提高电网的安全稳定裕度，新型储能电站是必需品。
  系统调峰需要储能的支持。广东电力交易中心发布的《广东电力市场2022年年度报告》指出，广东省2022年全社会用电量为7870亿千瓦时，第二产业负荷用电量占比达到66%，具备典型的用电负荷峰谷差较大特性。2022年每日的现货实时均价最高1181厘/千瓦时，最低48厘/千瓦时。现货市场交易价格侧面反映出每日用电负荷的变化较大。系统调峰的巨大需求需要抽水蓄能、水电、火电等传统资源来满足，也为新型储能参与提供了可能。
  系统调频对储能需求较大。抽水蓄能、水电、火电等传统能源均参与系统调频。但相较新型储能，传统能源调节速率慢、精度不够高，难以应付大规模新能源并网带来的波动性、随机性、间隙性问题，以及大规模长距离直流输电双极闭锁后给系统造成的频率扰动问题。这给以毫秒级调节速率、高调节精度、布置灵活为特点的新型储能带来了较大的发展空间。国家能源局发布的《2022年我国电力市场发展有关情况》介绍，南方区域调频市场规模总费用约11.1亿元，累计带动火储联合调频项目投运29个。随着新型电力系统的发展，调频需求越来越迫切，配置新型储能逐渐成为刚需。
  替代和延缓输变电设备投资为储能提供发展机会。输变电设备的一次性投资额度较大，规划建设周期较长，占地需求也较大，且对建成后的负荷率有一定要求。在特殊场景下，输变电站设备建设难以满足经济性要求。新型储能电站可以提供短时顶峰需求和无功电压支撑，对于短期间隙式的负荷增长有很好的支撑能力和经济性。因此，在供电能力不足的偏远地区、负荷密集接入，以及输电走廊资源和变电站站址等电网场景，需要建设新型储能。
  保障用户侧供电可靠性需要储能。2022年广东省产业园区主要经济指标增速超过全省平均水平，规模以上工业产值超过万亿元。目前广东正推动形成7个大型产业集聚区和95个省产业园发展。产业园区的高端制造业和信息服务行业对供电的质量要求较高。新型储能可以为产业园区提供较为个性化的安全保供服务。
  抽水蓄能建设周期长和应用场景的局限给新型储能提供发展机会。截至2022年底，广东省投产的抽水蓄能装机容量为962万千瓦，“十四五”末预计新增装机容量360万千瓦。抽水蓄能的主要作用为电网提供调峰、调频、调相、黑启动、事故应急备用等服务。抽水蓄能度电成本低、技术成熟度和可靠性高，是电网重要的调节手段。但其建设周期一般约为7—8年，选址受地理位置的限制较大，从开机到满负荷发电通常在2分钟内，主要应用场景为电网提供服务。而新型储能建设周期短，选址相对灵活，调节时间在毫秒级，应用场景可以分为电网侧、电源侧、用户侧。新型储能是抽水蓄能在各种应用场景下的有力补充。
  综上，电网调峰、调频、替代和延缓输变电设备投资、助力新能源消纳、用户侧储能等方面都对新型储能有着相应的需求。这些需求大部分是给电力系统的各环节提供足够的安全裕度，确保电力系统发输变配用各个环节稳定运行。
  新型储能电站的收入来源有哪些痛点？
  目前新型储能处于发展初期，商业模式类型较多。以目前较为成熟的锂电池储能电站为例，电芯的投资约占总投资额一半，其价格基于市场竞价，较为公允。新型储能电站收入来源主要包括政策性补助、新能源容量租赁收入、电网租赁收入、输配电价疏导、调峰调频市场交易、现货市场交易、用户峰谷价差套利等。但政策和市场的不确定性，使得新型储能项目投资并不具备稳定的预期。
  地方政策性补贴
  据不完全统计，截至目前，全国28个省区、地市发布了储能补贴政策，补贴形式多样，如容量补贴、电量补贴、一次性补贴等，部分地区还设定了补贴年限和补贴额度退坡机制。例如，浙江部分县市提出配储补偿按200元、180元、170/千瓦·年逐年退坡。政策性补贴仅仅是阶段性的，不可能成为新型储能的稳定收入，且各地根据经济发展情况和电力系统特点制定的补贴政策也不尽相同，难以作为普适性的投资评估标准。
  新能源租赁共享储能容量费用
  目前各地密集出台了相关政策，新能源可以自建或者租赁共享储能。自建储能仅作为新能源的配套设施，较难获取额外收入，共享储能则可以从新能源租赁中获取基本的容量收入。自调度模式、电价机制不明确、缺乏调用监管约束等因素影响下，自建储能通常作为“路条”满足新能源并网的需求，难以真正发挥作用，建设费用也低于由电网调度的共享储能。新能源在自建储能或租赁共享储能两者之间选择时，共享储能的租赁费用要参考自建储能的费用摊销，租赁费用较低。在没有其他合作模式的情况下，共享储能依靠容量租赁收入难以实现盈亏平衡。
  新型储能投资纳入输配电价疏导
  目前颁布的新型储能指导性意见提出替代和延缓输配设备投资的新型储能电站可以纳入输配电价，但具体的执行细则还未制定，只能单个项目单独申请确定疏导方式。输配电价核准周期为三年，这也给类似项目增加了不确定性。
  电力市场盈利空间
  目前针对第三方独立储能电站参与电力中长期市场、辅助服务市场、现货市场均出台了相关政策。在中长期交易市场，新型储能项目可以通过与新能源企业签订长期购电合同，满足其充电需求；在辅助服务市场，新型储能项目可以通过参与调峰、调频、备用获取一定的竞价收入；在现货交易市场，新型储能项目通过报价参与市场出清，获取收入。电力市场改革正在紧锣密鼓推进中，相关政策正逐步转变为市场机制。在成熟的市场机制下，掌握负荷预测和调控能力的新型储能企业才有可能在电力市场中获取收益。
  用户侧峰谷套利
  用户侧峰谷套利的模式本质上是提供了一种电能量替代方案。用户侧储能的布点需要有较大的电价峰谷差，且要有一定规模的用电量。用户在低电价时利用储能存储电量并在高电价时使用，获取电价差，但也可通过错峰生产获取同样的收入。需量电费是考量用户侧储能运营的另一个因素。需量电费是指大工业用户需要按照其最大用电容量缴纳的容量电费，其本质是通过价格手段有效调控用户的峰值负荷。用户侧储能需要根据用户的负荷特性精准制定相应的充放电策略以避免增加需量电费。错峰生产以及需量电费的影响对用户侧储能的盈利带来了不确定性。
  新型储能电站发展政策借鉴
  抽水蓄能价格政策参考
  早期，未能有效疏导投资运营成本影响了抽水蓄能的发展速度。尽管2017年我国抽水蓄能装机容量已跃居世界第一，但投资建设规模增长缓慢。2019年，抽水蓄能装机容量年增长1%，增速比上年降低3.5个百分点。“十三五”末在建和已建的抽水蓄能装机容量与“十三五”规划相比有较大差距。然而，2017—2019年国内售电量按照年均11.5%的幅度增长，总体呈现“电量平衡有余，季节性用电高峰电力平衡能力偏紧”的特点，峰谷差持续加大，对抽水蓄能的需求日渐增加。
  2021年，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，进一步明确了抽水蓄能电站容量电价纳入输配电价回收，保障了抽水蓄能电站的投资收益。文件发布后，抽水蓄能迎来了新的发展机遇，电网企业、发电企业、各类建设投资集团等纷纷加入投资主体竞争行列。据统计，截至2023年2月16日，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计9219.1万千瓦，是“十三五”末抽水蓄能装机总容量的3倍。
  确定性高的价格政策稳定了投资者对抽水蓄能发展的预期，促进了抽水蓄能的发展，也对国内上下游产业起到了显著的拉动作用。
  国外新型储能发展政策参考
  近年来，欧美等电力市场较为成熟的国家新型储能发展也在提速。据测算，美国2023年新增装机预计38GWh，2025年预计新增装机为81.47GWh，2021—2025年复合增速为66%。欧洲2023年新增装机预计27GWh，2025年预计新增装机为54.3GWh，2021—2025年复合增速为89%。
  美国补贴政策持续发力，驱动新型储能市场发展，调频市场机制的出台则驱动了独立储能规模化发展。早在2011年，美国加州就开始实施户储补贴政策，而后逐步拓展到电网侧补贴。根据彭博新能源财经统计，2020年美国独立储能电站的应用场景中，调频收入占比59%，爬坡与旋转备用占比为39%，现货套利占比37%，调峰储能占比为15%。
  欧洲新型储能的商业模式较为成熟，收入来源较为广泛。以英国为例，其政策主要注重鼓励技术迭代，适配市场规则，储能收益来源超过10种。为促进新型储能发展，英国一是划拨2.46亿英镑财政资金，推动电池技术发展和迭代，二是明确储能在电力系统中的角色，确定其资产类别、纳税及折旧方式，同时制定相关制度确保新型储能合理规划建设。三是持续创新优化市场规则。近年来，英国国家电网不断推出适合储能发挥价值的调频辅助服务新品种，并调整容量拍卖规则，允许储能参与其中。
  新型储能发展稳预期政策建议
  新型储能作为新兴事物，仍处于剧烈的变革过程中，一方面技术持续迭代，产品的成熟度、可靠性、安全性不断提升，造价成本不断降低，哪种技术路线会成为未来的发展方向仍然存在不确定性；另一方面，新型储能应用场景丰富、功能多样，需要确定性和公平性更强的政策支持，以探索不同的商业模式。
  建立新型储能产业研发基金为技术研发提供资金保障。通过产业研发基金促进技术发展，提升技术成熟度和可靠性，降低投资成本，推动新型储能规模化发展。
  对不同应用场景不同技术路线的示范项目给予示范电价支持。通过示范应用，发现不同技术的优缺点和待优化的突破点，发现不同应用场景的深度需求，促进不同技术路线的升级和商业模式创新。
  制定可执行的交易规则，并不断迭代更新。根据当前国内电力市场和电价政策的特点，参考国外市场机制，制定可落地又有一定包容度的规则，并促进其迭代优化，稳定新型储能项目的投资预期。
  广东省作为我国改革开放的前沿阵地，在经济建设过程中积累了大量的经验。《意见》的发布是广东省抢占新型储能产业制高点做出的探索。制定确定性更高的政策，稳定投资预期，才能持续保持目前广东锂电储能产业的优势地位，也为新型储能应对建设新型电力系统过程中的挑战做好准备。