时间：2022 年 10 月 19 日

主讲人：国网能源研究院 黄博士

核心要点：

1. 2021 年底储能数据，不同口径下各有不同：中关村储能产业技术联盟考虑投产，为570万千瓦，国家能源局给出 400 万千瓦以上，扣除了停运项目，国网公司给出不到300 万千瓦，主要考虑在行不到 200 个项目。

2. 储能技术发展趋势，2030 前不看好钠离子电池，锂离子和液流前景更好，同时可多关注压缩空气储能，有乐观的前景，但不会对锂电和抽水蓄能产生冲击。

3. 新能源+储能不像火电有调频考核，新能源配储主要的目的是拿到核准门票

4. 锂离子电池更适合短期日调节，需要高频调度和充放电才能满足盈利需求，要求是全年调度 700 余次，每天充放电两次

5. 锂电储能增长会因为日调节的饱和而遇到上限，会有一些增长空间在周调节上，需要抽水蓄能、压缩空气储能或复合储能方式

6. 锂离子储能未来不会采用两部制电价

7. 受限于成本降低有限，以及效率低下，与 2030 年前，钠离子电池度电成本不会比锂离子电池低

8. 2025 年前，如果没有新增电网的调节能力，最多风光装机并网量在1.2~1.3 亿千瓦9. 测算值：锂离子电池目前 0.5 元，2025 年约 0.3 元，2030 年约 0.25 元；抽水蓄能目前0.2~0.25 元之间，2030 年在 0.25~0.3 元之间，液流电池，2030 年0.3 元左右，压缩空气储能 0.3 元左右

一、主讲人简单介绍储能行业趋势和商业模式：

1. 储能发展情况和未来趋势：

 储能发展聚焦电化学储能，是新型储能的主流，有几个数据（都是锂离子为主）：①对外公开的都是中关村储能产业技术联盟的，2021 年底，570 万千瓦左右，其中锂离子占比 90%，中关村储能产业技术联盟的数据主要来源于厂商投产，但实际上有很多项目停运，所以数据偏高；②国家能源局给出 400 万+千瓦，基于电力规划设计总院做的，扣除了一些项目停运的数据；③国网公司 8 月开始，将储能纳入统计体系，不到300 万千瓦，不到 200 个项目，能量约为 500 万千瓦时，平均时长接近两小时。

 电力行业来看储能容量分级，认为大储分为两种范围，超过 6MW 的（中电联关于大型电源统计的口径），需要接入 35kV 以上，按照这个标准算，相关项目有110 左右，容量250 万+千万，数量占到全部项目 80%左右，但是容量占 90%以上。这110 个项目中，大容量储能的用户侧很少，只有一个项目，可以不考虑，电源侧 80 个，电网侧30 个，所以主要从电源和电网侧分类。

 从省来看，投产项目最多的是山东，因为其光伏发展全国第一，调峰需求高，谁引起了需求谁来承担，大概 20 多个项目，基本都在电源侧；安徽排第二，2019-2020 年，风电抢电价的时候，投入了不少项目，接近 20 个项目，也都在电源侧；接下来是江苏、山西，这两者与其他省份有很大区别，江苏来源于早期投产的项目，后续提前谋划的电网侧项目，通过容量租赁模式租给新能源侧的，电网测项目，10 个多，山西大概有10个多项目，山西特色是做调频市场，其是做储能+火电调频最早的省份，与其他省份不 同；湖南公司和江苏类似，风电抢电价，抢了一批，现在有一些厂商因为参与市场可以盈利，电网侧为主；青海主要是电源侧，因为新能源发电比较多。

 补充，按照接入 110kV 来算，35kV 最大接入容量是 2 万左右，1/5（35 个项目左右）大于 2 万千瓦，总规模 170 万+，扣掉江苏压缩空气储能和液流项目，电源侧21 个，电网侧 10 个，电源侧是电网侧的两倍（6MW 为标准下，电源侧大约是电网侧的三倍）

 技术趋势：电化学储能，电力系统需求上来说，倾向于大容量、长周期储能，2030 之前，更关心锂离子和液流，2030 年前不大看好钠离子。液流电池在效率和占地面积上不占优势，没有大的技术突破，很容易被锂离子技术落下。在新型储能上，也可以关注压缩空气储能，2030 年其发展相对更乐观，从电力系统角度上来说和抽水蓄能类似，因此有一定前景，但是 2030 年前，不会对锂离子和抽水蓄能产生很大的冲击，但有自己的应用场景。

2. 储能的商业模式和未来国家可能推动的政策，认为国家需要哪些政策出台：商业模式总体不成熟，有很多政策和市场机制的问题，分成三个角度，电源侧、电网侧、用户侧，分析盈利模式

电源侧：

 储能联合火电机组调频方面，在山西地区为主，广东也有不少这样的项目，调频市场有总量，早进早投产的单位容量收益更高，随着市场饱和，收益会下降，因为饱和市场空间不大，所以未来一些省份有需求可以做，其他省份需求不大的，市场机会不大，即使有机会，总容量需求也不大。

 新能源+储能，内部的逻辑认为这个模式很客观，未来能实现可持续发展的，本质是新能源介入带来了额外的成本，这部分成本在新能源装机不高时，不由新能源发电端承担，随着新能源装机容量目前接近 30%，成本需要新能源去分摊，本质上新能源+储能，是新能源业主承担了调节的成本。未来的模式可持续。量上来说，3~4 千万批复量，投产不多，所以容量空间很大，这也是未来大储的重要应用市场。利用小时数低的问题，可以通过管理加强来解决。

电网侧：

 第一种模式，业主或科研机构希望电网侧独立储能参照抽水蓄能两部制电价，国家相关部门有不同看法，与价格主管部门沟通来看，主要会对先进储能采用两部制电价，对于锂离子这种成熟的，可能不大会出两部制电价。

 第二种模式，参与三类市场，三类，辅助服务市场、批发市场、现货市场，一些省份如湖南山东，可以参与，因为市场机制成熟，对于其他省份不成熟的市场，收益相对不高。

 第三种模式，有效资产，电网功能替代性储能项目，无论电源侧还是电网侧另外两种，本质是替代电源作用，发挥电源功能，但是实际上储能也可以发挥电网功能，称为电网功能替代性储能，大方向是得到认可的，目前主要是相关范围界定和标准、细则、监管要求尚未明确。

用户侧：

 削峰填谷+需量管理，随着未来峰谷价差加大，如何参与市场存在不确定性，如何让用户侧储能盈利具有不确定性，用户侧储能，如果能把需量电费回收，盈利会比较好，但是需要找到适合的项目，就像分布式光伏，理论经济效益高，但是需要找到好的用户，愿意安装储能，其实还是不容易的。

二、投资人提问：

Q：调频的储能需求是怎么产生的？

A：  调频是配合火电机组，有一二次调频的考核要求，若达不到要求会罚款；

 是火电机组从技术上完成考核要求没问题，但如果按照调度的调频要求做，可能需要对前端进气放气进行调节，对发电系统进行调节，改变煤耗，降低经济性，但是储能响应速度快，很好地满足一次调频的要求，这样就不需要调节火电机组，保证其处于经济的运行状态，增加储能成本，降低火电机组的运行成本，从而获得高收益；

 通过响应调频市场的需求，也能拿到一些收益，这就是火电调频的商业模式

Q：对新能源机组有调频考核吗？

A：  没有，山西对有功功率不超过最大的预留 6%的量，偏向于时长，大到小时级，不需要通过储能满足这样的要求，储能也无法满足相应要求  所以新能源+储能，不是通过调频来考核的

 新能源+储能的模式，就是配储能才能拿到新能源核准的门票

Q：电网侧 30 个项目，商业模式什么样？

A：  分成两大类：  早期储能项目有三个，湖南、江苏、河南各一个，商业模式比较多样化，首先，通过帮助电网减少网损，通过第三方服务，从电网主业获取部分收益；其次，也可以参与部分市场，但是早期这几个项目参与市场较少，其实早期项目从理论计算上是赔钱的，因为有很多其他的诉求

 现在的投产项目，尤其湖南，江苏后期的项目，本质上是新能源+储能，但是其储能不在新能源厂家内，而是单独建设的，盈利模式是，新能源业主把钱给他们，他们帮新能源业主拿到核准的门票；第二种模式是参与市场，湖南参与市场收益比较理想。总体来看是两类，参与市场和部分能量租给新能源业主。

Q：商业模式来看，租赁、调峰调频、市场化波峰波谷调节等，有统一的收费标准吗？

A： 各个省份有所不同； 单价接近，0.4~0.5 元左右，影响最大的因素是调度次数，价格确定后，只有调度才会给钱。甘肃项目，调度次数很多，能够基本接近保本，其他大部分省份，电力系统对辅助服务市场的需求和调度次数不高，所以收益占比不高； 我们计算部分省份，次数*费用，折算到全年调度 700 次（每天两充两放），每次要盈利0.5 元，才公众号：讯息社能确保盈利，但是对于现行的山东，湖南市场，次数达不到700 次，单价 0.5 元，再折算回 700 次，相当于单次收益只有 0.1 元左右，收益只占到所需要收益的 30%左右。

Q：新疆第二批大基地项目，配储比例和市场，有比较明显的增长，这个比例和时长，未来是不是各个省份都接近，是否有配储比例上限？   

 各个省份储能比例和时长，从需求上看不一样，与新能源电量占比和本地调节电源占比有关，调节能力越差的省份，配比和时长越高，趋势上来看，随着新能源大规模增长，存量部分受到挤占，理论上来说，各个省的配比和市场慢慢增长，但是增长会有上限

 每个省的需求，对于电化学储能，除了压缩空气之外，都会有饱和效应，当储能比例和市场达到一定程度后，期对整体调节的提升就不明显

 锂离子要经济性，需要每天两充两放，日调节能力到达一定程度，可以满足，但是这时可能面临周调节需求，配再高的比例和时长也解决不了，所以未来储能的比例和时长会有一个上限

Q：周调节这种中长期调节，靠什么储能方式？

A：  抽水蓄能或者复合调节，周调节本质上会降低储能小时数，影响经济性，抽水蓄能通过两部制电价回收，相对可以运行，未来压缩空气储能，先期项目也会采用两部制电价。但是锂离子电池必须要高频充放电才能回收成本，不能用于周调节，所以增长有上限。

Q： 锂离子电池未来会不会两步制电价？

A：  锂离子电化学储能，电力系统对调节的需求不一定要储能完成，可以通过其他形式的调节，所以储能和其他调节资源有竞争  储能有多种技术，国家推两部制电价，对锂离子储能没有迫切需求，因为新能源价格下降，给了锂离子储能建设的空间

 未来国家的两部制电价，一定支持新技术，锂离子储能除了安全问题，在技术上没有太多问题，所以国家未来会出两部制电价，但是不会在锂离子电池上，目前主要用在液流上

 江苏山东和西部地区，都在圈地做压缩空气储能，可能两部制电价，压缩空气储能成本降低 50%，还有下降空间，对矿产资源需求小，国家大力推动

 国家探索商业模式，没有用两部制电价，直接用市场机制做锂离子，所以未来锂电不会有两部制电价

Q： A：光伏成本本来就很高，做储能会不会更加拉高成本？

 还是有市场驱动，有盈利的，不然光伏不会在 2022 年中期就做到3000 多万千瓦

Q：国家角度来讲，总共未来储能会有多少需求总量？2030 年，储能装机会有多少？

A：  早期边界算，2025 年 3000 万千瓦规模，肯定没有问题，因为目前国家批复的已经有3000万千瓦了  去年年末算的，2030 年，1.2 亿千瓦的规模，用每个省的电力系统计算的，考虑电力顶峰和电力调峰

 主要煤电和抽蓄的量，煤电的量比去年年终增长 2 亿规模，原本预计上限12 亿，目前预测十四五期间，峰值在 14 亿多，2 亿新增，带来 4000 万调节能力增加，这部分可能减少储能需求

 新能源规模比预想的可能更多，新能源会导致调节的需求上升，但是总体来说，2025年不会超过 3000 万，2030 不超过 1.2 亿元

Q：为什么不看好钠电池？

A：  对电力系统来说，钠离子有两个关键指标，第一，成本，由于技术原因，其成本不一定比锂电降低很多，第二，效率，钠离子电池转换效率较低，影响很大，如果锂离子有90%，钠离子有 80%，其实相差很大，影响盈利很严重；

 到 2030 年，度电成本，钠离子不会比锂离子低。

Q：电网对未来虚拟电厂的必要性，站在电网角度看，是否有紧迫性，把储能等都调配进去？

A：  虚拟电厂盈利来自于现货市场，最近 2~3 年，光伏、小储能、市场机制不会很健全，不会有很大的应用

 国外即使做得好，也做的不多，美国特斯拉的 SolarCity 公司，像虚拟电厂，但是量不会太大

Q：电网角度，低压并联技术和高压级联技术，如何看待？

A：  曾经光伏直流侧 700V，现在到 1500V，储能也会走这样的技术，会对项目整体经济性有好处，但是对电网来说无所谓，最终该到多少并网，还是多少，电网不关心内部直流侧电业是多少；看光伏的发展，直流侧储能，整体有好处，是趋势，但是电网不关心。

Q：大储能装机数量比较杂，招标、备案、投产，数据应该看哪个比较准？

A：  中关村储能联盟给的是投产的，招标的数我们也不掌握，各个省政府批复的规模，并网数相比于批复数，有些延迟  新能源侧批复 3000 万+，并网数有 500 万+，国家能源局 400 万+，国网统计不到300万  顺序是，核准、批复（国家）、招投标（企业之间的）、投产

Q：2025 年电网能承担新增装机光伏和风电有多少？

A：  如果没有新增调节能力，每年新增 8000~9000 万规模  煤电新能源联营，火电技术改造，增加系统调节能力，增加 2000 万 合计每年新增一亿

 如果新能源成本下降更多，允许的量会更高，可能 1.2~1.3 亿元

Q：到 2025 年，有机构测算，风电新增装机 310GW，光伏新增装机 220 GW，国内电网能承受吗？

A：  个人觉得，不会到这个数，电网承受不住，每年新增风光装机，按照一亿多一点算

Q：今年光伏装机风光共 90+60，能承受吗？

A：  这样加起来是一个多亿，但是 1.5 亿是一个槛，其实不容易达到

Q：按照省份电力约束算模型，其中抽水蓄能和火电灵活性是怎么考虑的？

A：  火电上限 14.5 亿，2025 年到 3 亿，2030 年到 4 亿，相比于 2020 年多出8000 万的调节能力  抽蓄 2025 年是 6000 万，2030 年 1.2~1.3 亿

Q：多种储能技术路线竞争，测算度电成本，是怎么测算的？主流技术测算度电成本大概是多少？

A：  两个指标：度电成本和经营期电价

 度电成本不考虑各个地方的税收和财务成本  经营期电价考虑税收和财务成本的

 0.5 元是讲经营期电价  锂离子电池现在是 0.5 元，2025 年大约为 0.3 元，2030 年大概0.25 元 抽水蓄能目前在 0.2~0.25 元之间，2030 年抽水蓄能受到选址等因素影响，成本会增加，0.25~0.3 元之间

 液流电池的成本，2030 年 0.3 元左右  压缩空气储能 0.3 元左右

 技术要求上来说，抽水蓄能能解决大容量长周期，2030 后不一定需要抽水蓄能，因为经济性不如锂电，可能做压缩空气储能更多，都属于基建项目

Q：测算条件卡弃风弃光率是多少？

 5%

Q：山东独立储能电站，租赁比例比较低，20~30%，原因是什么？

A：  这个情况我不掌握，我知道山东项目数量最多。

Q： 山东独立储能电站，经济性如何？

A：  听说工作的人整体感受比较好，山东政府在做储能政策支持文件，所以前景会比较好。