Q&A

Q：目前国内外新型储能相关政策都有哪些？

A：目前国内推出了多项储能补贴政策，包括放电补贴、容量补贴和投资补贴等。不同地区对补贴标准和方式有不同要求。此外，国家推出了61项设计储能，参与市场化交易的相关政策，明确了储能可以作为主体参与人的辅助服务，扩宽储能可提供的辅助服务的品种。国储调频等项目也取得了部分成功。同时，国内对储能规划也非常乐观，明确了十四五期间新型储能建设的目标规划总规模已经超过了当年国家能源局定的3,000万千瓦时的目标，预计超过了7000万装机目标。当前，储能项目的储备和在建情况都表现出了积极性。储能技术安全和相关产业也得到了政策支持，被视为重要的新兴产业。

Q：目前有哪些新型储能的商业模式？

A：针对独立储能，政策的支持力度最大，其商业模式的盈利水平可能比用户侧和电源侧的储能更多元，比如通过容量收益、容量租赁、容量补偿等方式。对于电源侧储能，商业模式还不是很明确，目前主要是联合收益模式，与风光发电项目进行联合运营以获得联合收益。在调频方面，虽然部分项目通过调频火速调控盈利良好，但由于中国调频需求还不足，深圳储能参与调频不会成为主导。对于用户侧储能，比如风股套利、修车响应的补偿、虚拟电厂参与辅助服务等，也具备一定的盈利性。不同地区的储能具备不同的特性和盈利水平，如浙江的复合特性使得用车储能的内部收益率可以达到10%以上。

Q：用户储存存在哪些问题？存在哪些不同地区之间的差异？

A：用户储存存在安全性问题。根据目前观察，各地经济状况不同，中东部几个省份有较好的经济条件。另外，过网费是一个关键问题。在江浙一带，用户的储存发展较快，但整个电网企业对用户储存的态度并不积极。

Q：低谷充电时存在哪些问题？如何影响峰谷套利空间？

A：在低谷充电时，除过网费外，其他费用并不需要支付。但是过网费相对较高，例如接入到380伏或10千伏时的过网费费率在两毛多，相对来说是很贵的。加上过网费后，用车储能的峰谷套利空间就不那么大了。随着用户储能的增加，过网费这个问题将变得更加突出。

Q：中国新型储能的调用率如何？用户储能的发展趋势如何？

A：中国新型储能的调用率仍然很高，据统计，在独立储能中，调用率已经超过了50%。这表明独立储能具有优良的特性。对于中国新型储能的发展趋势，未来几年独立组将成为主要增长类型，解决中国调控问题是一个难题。用户侧储能的发展也较快，特别是浙江、江苏、广东等中东部省份备案数量较多。储能的应用场景将更加多元化，收益来源也会更加丰富。常识储能技术也受到政策的青睐。

Q：美国市场对储能的发展有怎样的政策驱动和盈利模式？

A：美国市场对储能的发展较为友好。美国主要通过ITC和通胀法案等政策推动储能发展。美国储能市场的盈利模式较为多元化，包括行政和市场层面的盈利方式。比如通过行政层面的财政资金支持和一些政策推动，以及电能量市场、电力辅助服务市场、峰谷套利等多方面的应用推动。美国的盈利模式得益于其成熟完善的电力市场，尤其是加州电力市场和德州电力市场。整个美国电力市场完备，包括电力现货、辅助服务市场、可中断负荷市场、技术需求响应市场、容量市场等层次。

Q：美国储能市场的发展趋势如何？有哪些推动因素？

A：从目前的趋势来看，美国的储能市场仍然是一个主要的增长类型，并且呈现出强劲增长。主要推动因素包括市场机制的推动和相关政策的支持。根据美国清洁能源协会的统计数据，预计2023年到2027年，美国新增储能规模将达到74.2GW。

Q：欧洲市场的特点是什么？欧洲各国对储能市场的发展态度如何？

A：欧洲市场的电价较高，为了降低购电成本，欧洲居民对光储和分布式光伏等储能方式表现出积极性。欧洲主要国家如德国、法国、英国、西班牙等在市场化交易方面发展较好，能够从多个市场获取利益。欧洲议会也通过了电力市场设计改革方案，鼓励引入非化石燃料灵活性资源，如储能需方应对，通过容量市场提供投资回报。

Q：欧洲电力市场改革方案的目标是什么？

A：欧洲电力市场设计改革方案旨在引入更多的非化石燃料灵活性资源，并为其提供合理的投资回报。目的是构建可靠的能源系统，并解决随着新能源增加，电网调节能力不足的问题。

Q：为什么中国居民对光储等储能方式兴趣不大？

A：中国居民电价较低，工商业电价较高。由于居民电价较低，对于降低从大电网购电的成本，大家对光储等方式的兴趣不大。

Q：目前全球电价水平如何？电价波动对终端用户有何影响？

A：目前来看，欧洲的电价是全球最高的。由于地缘政治和能源供应压力等原因，电价波动较大，使得终端用户的电价居高不下。

Q：欧洲市场对储能的支持政策有哪些？

A：欧洲市场针对储能推出了多种支持政策，包括行政支持，财政资金支持等。还有一些市场机制，如容量市场和电能量市场的辅助服务市场等，提供了多种利益获取途径。同时，欧洲议会通过了电力市场设计改革方案，进一步促进了储能发展。

Q：欧洲各国对电力市场的发展态度如何？

A：欧洲几个国家，如德国、法国、英国、西班牙等，在电力市场的发展方面表现较好，市场化交易层次明显。但是在整个欧洲范围内，电力市场还面临一些阻力，发展仍有待加快推进。

Q：欧洲和澳大利亚关于新型储能的政策和商业模式，能否总结一下这些市场对新能源储能的需求和发展情况？

A：从欧洲和澳大利亚的市场情况看，储能领域的需求呈现快速增长的趋势。欧洲的大规模储能装机预计今年将达到3.7GW，同比增长约95%；澳大利亚也采取了类似美国的政策，通过不同类型的存储设备和储能项目的电价规划，为储能产业提供资金支持。澳大利亚的市场还以表签署和需求增长为主导，同时也在发展光伏一体和降低成本等方面。总的来说，欧洲和澳大利亚都是新能源储能市场的发展机遇之一。

Q：工商业用户在安装储能时有哪些合作形式？

A：工商业用户在安装储能时可以直接自行购买设备进行安装，或者采用合同能源管理方式，出资让第三方筹建，并在收益的分成中约定合同能源管理的方式。

Q：秋季时，用电量减少是否会影响工商业储能的经济性？

A：如果经济发展低于预期，用电量减少，风控价差拉得不够大，工商业储能的经济性可能会变差。目前工商业储能的复合特性充放次数有限，且供需形势在变化，电力供需可能朝向缓和，尖峰负荷趋势可能没有预想的那么大。

Q：工商业储能涉及到变压器扩容的问题吗？

A：目前尚未涉及到工商业储能需要进行变压器扩容的问题，因为工商业储能的装机容量较小。虽然明年可能会有一些城投地方城投在搞这个项目，但不会大面积普遍。

Q：国内是否可以向德国那样，通过用户侧来消化新能源，减少对大联网的冲击？

A：是的，国内可以向德国那样，通过用户自身消化新能源来减少对大联网的冲击。目前我国光伏发电走的是分布式路径，中东部的分布式光伏受电网消纳的影响相对较小。然而，集中式光伏面临消纳问题会越来越突出，特别是在西北地区。

Q：分布式光伏目前的利用率如何？是否成为明年发展的重点？

A：分布式光伏目前的利用率还是很高的，明年应该会成为发展的重点。

Q：分布式能否取代大电网的位置？

A：分布式发展可以减少对大电网调控调频政策的依赖，但无法完全取代大电网的位置。

Q：关于储能，目前专家对压缩空气储能的看好程度如何？

A：目前专家对压缩空气储能比较看好，因为其容量电价等方面存在较多的潜力。

Q：目前磷酸铁锂在电网调峰中的作用如何？压缩空气储能存在哪些问题？

A：目前磷酸铁锂在电网调峰中的作用还不够重要，压缩空气储能存在资源不足和成本高等问题。

Q：压缩空气储能目前资源情况如何？是否可大规模发展？

A：压缩空气储能的资源有限，全国资源约为3亿千瓦左右，大规模发展有待政策观望。

Q：目前示范项目的盈利情况如何？

A：目前示范项目基本上不赚钱，主要作为示范和探索，还没有达到能够盈利的阶段。

Q：目前的补贴政策如何？各地区补贴标准有差异吗？

A：目前的补贴政策因地区而异，不同地区补贴标准存在差异，一般在每年每千瓦50-70元左右。

Q：根据安全性问题，达到多少小时配储会出现安全问题的临界点？

A：如果磷酸铁锂储能装机达到50万千瓦，可能会遇到一些安全问题。然而，回答者没有明确给出具体的小时数作为临界点。

Q：随着新能源比例的增加，波峰波谷是否会拉大？

A：随着新能源比例逐渐增加，对电网造成的波峰波谷是否会拉大。目前来看，新能源渗透率还比较低，不足15%，要达到25%~30%以上的渗透率，才可能对电网负荷特性产生明显的改变。因此，在未来的十四五规划末期或2025年前后，新能源的发电量渗透率可能接近19%左右，而要达到30%以上的渗透率，可能需要到2030年左右。因此，在目前阶段，对电网负荷特性的改变还不太明显。

Q：到2025年，新能源发电量的渗透率是多少？

A：按每年设置多少张参数计算新能源发电量的占比。按测算，到2025年，新能源风光发电量的渗透率预计接近10%，约为13.51亿千瓦。

Q：在美国，风光发电时，天然气是否仍然是主要的调峰方式？

A：天然气在美国主要是用来平衡整个电网的调节，特别是在风光发电装机量特别大的情况下。然而，随着风光项目的增多，交易曲线的偏差会变大，因此，风光项目可能需要自己配备储能来消除由于预测偏差产生的市场化交易中的考核。因此，回答者认为在中国，风光成为主力电源后，配储是不可改变的。

Q：中国是否会推进电力现货交易，并逐步提高现货交易比例？

A：中国对电力现货交易的推进速度相对较慢。回答者指出，电力现货交易在国外相对成熟，因为国外电力线路相对较短，一个国家相当于一个省，因此推行电力现货较为方便。然而，由于中国国土辽阔，电力现货推广速度较慢，理论上来说，电力现货的推广会出现类似国外的情况，但在目前的时期，大规模推行电力现货还不太可能，可能需要到十五五的中期才有可能。

Q：国内租赁在储能收益的占比是多少？以及目前国国内储能电站项目的租赁率如何？

A：目前国内储能的租赁市场越来越规范，宁夏、山东、甘肃等地已经开始建立规范，要求租赁周期在5年以上。租赁的价格每千瓦时在宁夏大约是160块钱，山东是150块钱。如果租赁周期能达到5年到6年，储能租赁收益占整个储能收入的比例大约为百分之35左右。国内储能的租赁率在慢慢提高，因为独立储能和租赁的储能电站可以满足强废处置政策，并获得自治性并网的条件。具体国内租赁率目前无权威数据确定，但在规范租赁市场的趋势下，租赁率正在提高。