2020年，我国新型储能装机超过300万千瓦，预计2025年总需求将达到3000万千瓦。到2030年，新型储能规模将进一步增加到1.5亿千瓦左右若2030年实现新型储能全面市场化，我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿元以上。然而，近万亿的市场空间，储能电站为啥会闲置呢？

近七成储能电站已报废，剩下三成也会淘汰

日前，国家能源局发布《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》称，“原则上不得新建大型动力电池梯次利用储能项目。已建成投运的动力电池梯次利用储能项目应定期评估电池性能，加强监测、强化监管。”

储能电站项目叫停，电池安全问题再次引发市场关注，磷酸铁锂电池成为储能最佳选择。

今年4月16日，北京丰台南四环某储能电站发生火灾，导致2名消防人员牺牲、1名消防人员受伤。涉事企业为国轩福威斯光储充储能电站，明火燃烧11.5个小时才被扑灭。目前，该电站事故原因尚无定论，但新型储能电站规模化发展应严守安全底线成为行业共识。

“目前，国内近七成储能电站或因失火等原因已经乎近报废，剩下三成也会自然淘汰或更换为酸铁锂电池。”近日，某新能源汽车品牌高管称，磷酸铁锂电池在锂电池中具备良好的性价比、循环寿命和安全性，已经成为储能市场的最佳选择。川财证券推测，国内共有至少 1438 万个基站需要被新建或改造，对应电池市场空间超过 100Gwh。

多地出台补贴新政，储能电站闲置问题有救了？

日前，浙江海宁市发改委发布关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿）（以下简称“《意见稿》”,提出支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。过渡期间，对于年利用小时数不低于600小时并接受统一调度的调峰项目给予容量补偿，暂定按照200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦的标准逐年退坡，已享受省级补偿的项目不再重复补偿。

实际上，近期宁夏、新疆、山东等省区也相继发布了储能调峰补贴政策。业内分析机构认为，补贴会提升储能电站收益率，进而提升行业投资积极性。

据记者梳理，2021年，全国已有20余个省市区提出建设“风光储一体化”，17个省市区要求新能源必须配置储能，且配置比例基本在5％-20％之间。据中关村储能产业技术联盟统计，2021年上半年，国内新增新型储能项目257个，储能规模1180万千瓦，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。新增投运项目规模30.44万千瓦/62.39万千瓦，10万千瓦以上规模的项目个数是2020年同期的8.5倍。

梧桐树资本投资总监杨炯告诉记者，2021年“风电+光伏”的总装机量超过1.27亿千瓦，若配套储能装机按照10%计算，预计装机量超过1200万千瓦。“储能市场的快速发展，得益于多个省份的强制装机要求，多个省份要求新建新能源发电站需配备10%—20%的两小时储能系统，新能源配储成为大势所趋。再加上2021年11月起，多省发布储能调峰补贴政策。多重利好下，储能电站的建设积极性会更上一层楼。”

在中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻看来，储能电站参与调峰补偿政策，能够促进储能项目的落地实施。“结合地方需求，给予储能合理的补贴政策，是直接有效的激励手段。”

储能电站变聪明 光伏电也能晚上用

储能技术是保障新能源消纳的重要技术支撑，大规模储能系统不仅可以帮助电网调峰、调频，还可以发挥其功率快速调节能力，为电网提供安全支撑。

“储能电站是电网的好助手，响应电网需求是秒级的，可以帮助电网快速渡过难关。”周炜介绍，为实现多能互补、余缺互济，储能具有不可替代的作用。

青海是中国锂资源最丰富的省份，锂资源占全球锂储量的60%以上。锂是动力电池、储能电池必不可少的原材料之一，是实现碳中和目标的战略资源。在青海发展储能电站，具有得天独厚的资源优势。

1月18日，青海省能源局印发《支持储能产业发展的若干措施(试行）》，积极推进储能和可再生能源协同发展，实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上；实行“水电+新能源+储能”协同发展模式，新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0.2，实现就地平衡。

储能电站投资成本高，建成之后也存在闲置时段，价值无法充分发挥。国网青海电力建设了基于区块链技术的共享储能市场化交易平台，整合源、网、荷三侧储能资源，构建了基于区块链的融通调峰辅助服务系统、调度控制系统及交易系统三大核心系统，设置双边协商、市场竞价等交易形式，创新新能源市场运营模式，激发了储能电站及储能设施参与电力调峰辅助服务市场的积极性，全面释放了青海省源、网、荷各端储能能力。

“青海省目前有两座共享储能电站参与电力调峰辅助服务，电站基本上每天都能实现一次满充满放，在电网调峰和消纳新能源方面发挥着巨大作用。”国网青海电力调度控制中心计划处专责王先强说。截至11月底，青海电网共享储能累计完成电力调峰辅助服务市场交易3238笔，帮助新能源增发电量8990万千瓦时。

除了发展共享储能，国网青海电力积极推进全省电源侧储能电站改造升级，满足今冬明春保供电需求。“共享储能电站一般是集中式储能电站，而电源侧的储能电站多是分散式的，比如有些储能电池是和光伏板放在一起的，这种分散式的储能电池很难接收电网调度的统一命令，系统需要改造升级。”国网青海电力水新处副处长李延和说，今年11月，国网青海电力组织各新能源电站的储能系统改造升级为可以“听懂”电网调度指令的储能系统，并将电池充电时间设置为午间时段，电池放电时间设置为用电晚高峰时段，以便更好地发挥储能电池跨时空搬运电力电量的作用，在最大化消纳午间富余光伏的同时提高了用电晚高峰的顶峰能力，为实现全网绿电贡献力量。

或改变储能电站闲置现状

储能参与调峰过去一直算不过来经济账，导致很多储能电站“宁可歇着也不参与”。有专家坦言：“储能电池度电成本现在约为0.8元左右，大部分的调峰补偿价格都比这个数字低，没有经济性，储能参与市场不积极。”实际上，强制配储政策拉动储能电站装机量猛增，但并网时间不定、盈利模式不明，导致企业“钻空子”的现象已有发生。

杨炯认为：“目前，调峰是储能电站最主要的收入来源，但是相应的收益却不足。2020年底，青海将储能调峰价格由0.7元/千瓦时下调至0.5元/千瓦时，湖南则从0.5元/千瓦时降至0.2元/千瓦时，而储能的平准化成本在0.8-0.9元/千瓦时之间。储能调峰补贴政策的发布，让企业算得过来账了。”

李臻告诉记者：“以浙江出台的储能指导意见为例，综合容量补贴及调峰收益，尚难完全实现收支平衡。根据浙江最新的辅助服务市场交易规则，调频考核指标主要体现在调节速率、响应时间和调节精度，其中调节速率所占权重最大，综合来看，考核指标有利于储能参与调频市场。若煤价回归正常后，按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励一定用煤量指标，增发电量也将是一笔收益。因此，储能电站的收益还应该更多元。随着电力市场的完善，储能可以在电力市场中发挥多重价值，获取多重收益。”

也有一些业内人士提醒，现阶段储能调峰频率由调度决定，可能由于运行次数过少无法盈利，导致收益不达预期。对此，李臻认为，储能参与各类市场交易，有助于储能获取多重收益，但机遇与风险并存，能否真正获益，一方面需要不断完善市场规则，建立合理的市场机制；另一方面，储能从业者也应积极主动参与规则设计，了解市场运行方式，优化电站运行策略，提升抗风险能力，对市场变化形成合理预判。

本文来源：中国能源报，欧多瑞上榜，小智