新能源配储能，“经济账”怎么算？ 当前我国储能正呈快速多元化发展趋势。与此同时，成本高企、缺乏可持续商业模式仍是困扰行业的主要难题。 新能源配储能“经济账”应该怎么算？ 储能正从电网“可选项”变为“必选项” 在今年迎峰度夏能源保供的关键期，新型储能电站江苏金坛盐穴压缩空气储能电站发挥了积极作用。这也是江苏新型储能技术参与电网柔性调节的新实践。这座储能电站的一期工程于今年5月26日正式投运，发电装机容量6万千瓦，储能容量30万千瓦时，能够为金坛本地电网的高峰支撑1/20左右的尖峰负荷，为电网低谷调峰做出6万千瓦的贡献。 江苏电网日最大峰谷差达2900万千瓦，占火电装机的30%。而江苏电网目前不参与调峰的清洁能源装机超过3000万千瓦，占比约30%。新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。 据专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。 江苏电网对储能的需求是全国电网的一个缩影。国家能源局数据显示，今年1至7月，全国可再生能源新增装机6502万千瓦，占全国新增发电装机的77%；全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时，占全国发电量的31.8%。 随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，今年所投运的新型储能项目共有102个，总装机容量966兆瓦。其中，电化学储能项目共94个，装机容量881兆瓦，占总装机容量的92%。而根据国家能源局此前公布的数据，截至2021年底，我国新型储能规模超过400万千瓦。两组数据对比之下，储能增速之快可见一斑。 新能源企业配储“经济账”仍不好算 然而，蓬勃增长的数据背后，产业发展仍存难题。 许多新能源企业配储能是迫于地方政府强制配储的要求，为了让旗下的新能源项目能够顺利落地。“我要配储”的意愿不强，也缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。 这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。宁德时代此前发布的中报显示，今年上半年，公司储能系统毛利率为6.43%，比上年同期减少30.17%。以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对公司成本形成较大压力。 据业内人士测算，当我国电化学储能系统成本每瓦时1.8元时，电池单次循环成本约为每千瓦时0.7元，这意味着峰谷价差在每千瓦时0.7元以上，用户侧配储才有利可图。就新能源企业而言，若按15%配储，意味着发每度电增加了1毛钱成本。 此外，电化学储能的寿命一般为10年，跟光伏电站25年左右的寿命是不匹配的，如果光伏电站和储能电站是同期开工，我们会面临电池部分更换或者全部更换的问题，这也会抬升成本。 商业模式困局 尚待多点突破 要算好储能的“经济账”，应该从新型电力系统的角度去综合考虑，计算储能带动新能源项目落地并网给企业及电力系统带来的绿色价值。通过技术创新和产业协同，降低储能系统全生命周期的使用成本。 以江苏省为例，相比电池储能，压缩空气储能具有容量大、寿命长（约为电池的3倍）、安全性高、全生命周期单位容量投资低（约为电池的1/3）的优势，且没有后续处理的环保问题。江苏金坛地区盐穴资源理论上可以建设4000兆瓦压缩空气储能电站，而全国目前已利用的盐穴40多个，仅占总量的0.2%，可利用空间巨大。金坛盐穴压缩空气储能试验示范项目的成功投运，标志着技术革新让储能多元化发展成为可能。 要推动新型储能规模化大容量发展。新型储能尚处于不断探索创新阶段，在以科技创新推动降本增效的同时，应关注应用场景。新型储能的分布式发展主要适用于终端用户侧。伴生新能源基地式集约开发和快速发展要求，规模化的压缩空气储能、有安全保障的电化学储能集中式布局以及共享储能商业模式等将是供给侧新型储能高质量发展的基本路径。此外，储氢（氨）、储热（冷）等非电储能方式，在突破技术瓶颈后，也有望创造储能行业新业态。 总体来看，目前我国储能商业模式主要依靠峰谷电价差获利。其他商业模式仍在积极探索中，多是在区域性地方示范项目运行中依托容量电价和现货市场方式获取一定盈利空间。要真正实现储能商业模式的突破，还需要在并网与调度、电价、虚拟电厂、共享储能和独立储能运营等方面进一步探索。

为何液冷储能系统越来越受市场青睐？ 随着国内储能市场的不断发展壮大，我国累计储能装机规模已经跃居全球第一，储能项目的应用越来越广泛，并且形成了完整的产业体系，我国的电化学储能已经步入了产业规模化发展。 但储能电池和人一样，需要在舒适的温度环境下工作，长期处于高温环境下的电池，寿命会明显缩短，性能下降，甚至发生不可控的安全事故。为了应对储能安全和更优性能的挑战，从2020年开始，液冷储能逐渐成为行业潮流。据统计，截止至2022年底，液冷储能仅占有30%的市场份额，但到2025年，液冷储能将占据储能市场50%以上的份额。 为什么液冷储能系统近几年会受到越来越多的关注？ 简单来说，液冷储能系统，是针对电池温度管理的一种温控技术，通过对冷却液对流换热，可以实现对每一个电芯进行精准的温度管理，液冷储能系统是一个更高效、更安全的温度控制系统。我们比较熟悉的空调、电动汽车等，都会用到这种温控技术。 那么液冷储能系统有哪些特点与好处呢？ 首先是安全性，液冷储能技术含量较高，因为它不是简单的系统散热，而是要通过冷却液对流直接对电芯散热，方式可控，不受外界条件影响，而且散热效率高，对温度的控制更加精确，可以极大程度的降低温度失控、起火爆炸的风险。 其次是经济性，储能系统的集成设计，除了安全还要考虑到全生命周期的运行维护，液冷储能系统可以通过管道和液体的流量设置，使电芯的温度更加均匀，与风冷系统相比，可以节省30%-50%的能耗，从而降低运营成本，并且提升系统寿命。 除其自身优势外，液冷储能系统的发展与当下市场的需求也密不可分。从2021年到现在，全国各地陆续出台多项储能配比的相关政策，多次强调了“储能时长”指标。但随风电、光伏等新能源装机占比的不断提高，未来需要更多的储能装机容量来平抑、消纳，平滑新能源发电的输出，以及应对潜在的极端天气的挑战，所以长时储能在未来将成为刚需。长时储能系统如果采用风冷散热技术，需要大面积的散热通道，严重影响储能电站的空间利用率，而液冷储能系统散热率高，相较于传统风冷储能系统，将节省40%以上的占地面积，更适合大规模和长时储能的场景应用。未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的需求上升，液冷储能占比将越来越大，势必会凭其综合优势成为储能市场的主流。

配电网多场景储能系统应用关键技术及攻关方向 随着中国经济的高速发展，对于电力能源的需求与日俱增，同时对于电网供电可靠性也提出了巨大的挑战。贵州作为我国的旅游大省，以其独有的自然景观和少数名族风光受到众多旅游者的喜爱，但存在配电网架薄弱，设备季节性过载严重，负荷峰谷差大，自动化水平低等问题。由于设备水平参差不齐，缺乏统一规划，造成多种原因引起线路跳闸事故的发生，严重降低了当地的供电可靠性，一旦发生停电事故，将造成恶劣的影响，甚至会引发群体事件的发生。因此，提高供电可靠性是电力供应部门目前的首要工作。目前解决上述问题的多采用采用传统方法。一是在通过变压器增容，改造原有线路提升供电能力方面；而是多采用柴油发电机组来提升应急供电能力。 一、配电网多场景储能系统应用关键技术是构建新型电力系统的重要技术保障 “十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，国家部委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，期望通过储能技术的专项攻关，实现新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 二、配电网多场景储能系统应用关键技术面临的技术问题 配电网中，储能系统的综合利用和管控面临一下几个技术难题。 难点1：储能系统智能管控评价方法。为了科学评价具备积木拼接功能的储能系统在电力应急、抗灾中的整体效益、需综合考虑其系统配置、地理位置、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等多个因素，管控评价方法受多个条件约束，创新一种科学的评价方法及优化求解算法是实现智能管控的关键。 难点2：储能系统多机并联功率分配与环流抑制技术。在多移动储能系统多机并联工作状态下，如何解决不同规格、荷电状态的储能系统的功率优化分配问题，及针对多个出功不同的移动储能系统并网带来环流问题的抑制技术，是突破储能多机并联控制的难点之一。 难点3：储能系统优化集成技术。由于使用环境和路况复杂，模块化可移动储能系统在运输过程存在振动、倾斜等多种状况，因此对系统内部各设备进行优化布局是系统能够安全运行的前提。 难点4：储能系统即插即用技术。针对现场系统接入困难的问题，需要对储能系统物理接口和信息接口的标准化统一，实现系统快速接入以及运行状态的快速识别，简化设备接入的流程，实现设备的自描述和互操作是工作的难点之一。 三、配电网多场景储能系统应用关键技术攻关方向 （1）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节的储能系统快速响应技术研究。根据电力应急或抗灾等特定应用需求，综合考虑储能系统配置及地理信息、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等因素，建立不同应用场景下储能系统响应模型，研究其高效经济的规划方案及动态优化配置算法，基于储能布点优化、积木式储能应急决策约束条件。采用智能决策方法对储能的快速响应进行评估，并形成响应的调度指标。 （2）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节下多台储能系统智能管控及环流控制技术研究。研究多台储能系统并网逆变装置的等值阻抗，分析离网模式下多机环流产生机理；基于各中不同型号储能车蓄电池的电气指标，给出在并网/离网运行模式下的出功参考值；并在这各参考值基础上采用反馈机制的下垂控制进行优化，解决多机并联带来的环流问题，提升弱电网下的多种储能系统并网的稳定性；研究具备积木式拼接的储能系统电路拓扑结构，分析其防环流效果，为储能系统样机研制提供理论依据。 （3）储能系统离网模式下多机并联组网运行控制技术。研究储能系统切换控制技术，实现并/离网不同运行模式下无缝切换；研究储能系统接入系统网侧和源侧故障保护方案，提升故障处置能力，确保系统可靠安全稳定运行。 （4）储能系统的即插即用信息交互规约。研究储能系统的自描述方法及其实现技术研发;研究储能系统多台并网互操作方法及其实现技术研发;研究储能系统即插即用信息交互规约以及一致性测试技术研发；研究储能系统的信息安全接入方案。 （5）储能系统热管理及辅助系统优化设计技术。研究适用于多台积木式拼接的储能系统储能变流器、电池模块、变压器以及开关柜电气设计、关键设备选型以及结构优化设计技术，确定其体积、重量。研究其内部散热、通风管理及消防、照明等辅助系统优化技术。研究设备的优化布局、灵活扩展技术以及防振设计，使系统能够满足不同路况、不同应用场景下的运行要求。 （6）储能系统的通信组网方案，研究应急供电装备调度与管控云平台框架，满足灾害应急电力装备快速指挥需求。考虑可以积木式拼接的储能系统可移动特点及信息安全，研究通信组网方案。

抽水蓄能建设加快！“十四五”期间核准的项目 截至2022年8月31日，“十四五”已核准23座抽水蓄能电站，总装机规模3050万千瓦，项目投资规模超过2000亿元。 其中，2021年核准电站11个，装机规模合计1380万千瓦，投资金额约900亿元。2022 年至今已核准电站12个，装机规模合计1670万千瓦，投资金额超1100亿元。 广西南宁抽蓄电站 南宁抽水蓄能电站位于广西壮族自治区南宁市武鸣区境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广西区“十四五”重点实施项目，也是广西境内首座抽水蓄能电站，项目总投资约 80 亿元。项目于 2021 年 11 月 18 日取得自治区发改委核准批复，2022 年 7 月 15 日电站主体工程启动建设。 河南九峰山抽蓄电站 河南辉县九峰山抽水蓄能电站项目于 2022 年 6 月 29 日，正式取得河南省发展改革委核准批复，成为河南省“十四五”纳规抽水蓄能电站首个获得核准批复项目。 电站位于河南辉县市黄水乡境内，距新乡市、郑州市直线距离分别为 40 km、 75 km。总装机容量 2100 MW，拟安装 6 台单机容量为 350 MW的可逆式水泵水轮发电机组，主要建筑物包括上水库、下水库、输水系统、地下厂房洞群及地面开关站等。上水库正常蓄水位为 1202 m、下水库正常蓄水位为 507 m，额定水头 682 m。上、下水库进、出水口水平距离约 2211 m，距高比 3.2。连续满发小时数为 6 小时，设计年平均发电量 25.2 亿千瓦·时，设计年抽水用电量 33.5 亿千瓦·时，综合效率 75%，工程总投资 131.61 亿元。 湖南安化抽蓄电站 国网新源湖南安化抽蓄项目于 2022 年 6 月 24 日取得湖南省发改委核准批复，工程总投资 151 亿元，电站装机容量 240 万千瓦。 湖北长阳清江抽蓄电站 湖北长阳清江抽水蓄能电站位于湖北省长阳土家族自治县龙舟坪镇，地处清江左岸，距离宜昌市直线距离约 28 km，距隔河岩水库大坝约 5.5 km，下距长阳县城约 3 km。电站装机容量 1200 MW。电站为一等大(1)型工程，主要包括上水库、输水发电系统及开关站等，下水库利用已建成高坝洲水库，工程总投资约 88.69 亿元，工程施工总工期 75个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 湖北远安宝华寺抽蓄电站 湖北远安抽水蓄能电站位于湖北省宜昌市远安县花林寺镇境内，设计装机容量 1200 MW，工程总投资为 86.26 亿元。电站距离远安县城约 19 km，距宜昌直线距离约 45 km，距武汉直线距离约 253 km。枢纽工程主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房、地面开关站等建筑物组成，工程等别为Ⅰ等大（1）型水利水电工程，总工期 75 个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 广东陆河三江口抽蓄电站 广东陆河抽水蓄能电站站址位于汕尾市陆河县新田镇，站址距汕尾市区直线距离 55 km，距广州直线距离 210 km。电站装机规模为 1400 MW，属于一等大（1）型工程，枢纽工程主要由上水库、下水库、地下输水发电系统和地面开关站等组成。上水库主坝采用混凝土面板堆石坝、最大坝高 72 m，下水库大坝采用碾压混凝土重力坝、最大坝高 101 m；输水发电系统线路平面长度约 3040 m，额定水头 621 m，距高比约 4.9。供电范围为广东电网，承担广东电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等任务。项目可研概算工程静态总投资约 74 亿元。 广东肇庆浪江抽蓄电站 肇庆浪江抽水蓄能电站位于广东省肇庆市广宁县境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 8 日取得肇庆市发改委核准批复。电站已入选“ 300 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。 广东惠州中洞抽蓄电站 惠州中洞抽水蓄能电站位于广东省惠州市惠东县境内，电站总装机容量 1200 MW（3×400 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 26 日取得惠州市能源和重点项目局核准批复。电站已入选“ 400 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。

缓解澳洲“用电荒” 阳光电源签下储能大单！ 近日，澳洲传统电力供应短缺加剧致使电价暴涨、停电频发，遭遇“用电荒”，与此同时，澳洲新能源日间发电高峰供过于求更导致限发和负电价现象。加装大型储能设备在稳定电网和保障电力供应方面正发挥主体作用，并成为澳洲电力市场调频调峰服务的优选。 继上半年176MWh Ginan光储直流耦合项目后，阳光电源近日在澳洲又传来喜讯，与跨国能源企业Naturgy子公司Global Power Generation（GPG）签署220.16MWh的储能订单，助力GPG建成澳洲最大的光储直流耦合项目—Cunderdin Project。Cunderdin Project位于西澳洲坎德丁镇，由GPG投资建设，采用阳光电源大型地面电站液冷储能系统PowerTitan。该产品基于电力电子、电化学、电网支撑技术“三电融合”的理念，通过专业的系统集成，实现软硬件高度兼容，各环节数据互通、协同运行，从而让储电、用电更加安全高效，为业主整体收益保驾护航。该项目将于2022年第四季度开始建设，到2024年初投运，届时将深度参与澳洲容量服务市场交易（AEMO Capacity Credit Market）获取更高投资回报，并利用峰谷调节机制，灵活快速地响应电网调度，提升澳洲新能源消纳水平，为当地居民提供长效稳定、安全的清洁电力。GPG的CEO, Francisco Antonio先生表示：“Cunderdin Project目前是澳洲最大的光储直流耦合项目。作为业主和投资方，我们对Cunderdin Project的长期价值寄予厚望。阳光电源专业的光储产品方案和在澳优异的业绩表现深受认可，我们相信此次合作不仅能保障当地居民的用电安全，更有望为全澳新能源产业的升级发展注入新

河北将发放5000万元汽车消费补贴 日前，省商务厅印发《全省促进汽车消费活动方案》（以下简称《方案》），发放汽车惠民促消费资金5000万元，激活汽车流通，扩大汽车消费。 《方案》指出，9月1日，全省汽车促消费活动启动，10月31日结束，省级补贴资金用完为止。补贴对象为全省居民。参与补贴活动的汽车品种为7座（含）以下家用轿车（含非营运皮卡）。具体补贴标准：以新车成交价格计算，每购1辆10万元以下的新车，补贴1000元；每购1辆10（含）至20万元的新车，补贴3000元；每购1辆20（含）万元以上的新车，补贴5000元。汽车以旧换新，在新车补贴标准基础上分别增加500元。 此次活动，省商务厅统一安排汽车惠民促消费资金，按照“省统筹安排、市组织实施、企业积极参与”的原则，统一促消费政策、统一活动时间、统一补贴标准，在全省范围内组织限额以上汽车经销企业，开展新车促销、以旧换新、汽车下乡、新能源车推广等系列活动。鼓励有条件的市和雄安新区配合全省统一行动，统筹相关资金，支持汽车经销企业广泛宣传、烘托氛围、让利销售，推动全省汽车促消费活动取得实效。具体补贴方式，各市和雄安新区可结合当地实际，自主选择确定发放消费券、赠送加油卡或直接补贴等方式。

新能源汽车起火 车主获赔40万！ 8月15日，中国裁判文书网披露，华晨宝马汽车有限公司（下称“华晨宝马”）、青岛中达燕京汽车销售服务有限公司（下称“中达燕京”）被判向华晨宝马车主王先生赔偿40.27万元。 据民事判决书显示，王先生于2019年10月与中达燕京签订销售合同，以42.678万元的价税合计金额，购置了一辆华晨宝马生产的宝马牌LBKY910XLSU92966插电式混合动力轿车。2020年9月20日凌晨，停放于山东省青岛市某停车场内的上述车辆起火燃烧。 消防救援大队出具的《火灾事故简易调查认定书》显示，该车外部整车无过火痕迹，内部烟熏痕迹较重，主驾驶室皮制座椅有过火痕迹，皮制坐垫中间部分被火烧出一孔洞，打开座椅上部，座椅下部有明显的过火痕迹，座椅坐垫的海绵填充物烧毁，座椅底部残留有若干铜导线的残留物，铜导线表皮烧毁，裸露出铜制导线。 消防救援大队推定，该起火灾可以排除遗留火种、外来火源引发火灾的可能性，起火原因是主驾驶室座椅底部内的电气线路发生故障引发火灾，该车辆自燃系存在质量缺陷。 华晨宝马于事发四天后对车辆进行现场检查，称可以排除驾驶员座椅处技术故障或者质量问题导致此次火灾的可能性，不排除由于驾驶员座椅底部有遗留火种（如电子打火机等）导致此次火灾的可能性。 一审法院认为，通常情况下，车辆自燃的原因主要有人为原因、外来因素及车辆自身存在缺陷。《火灾事故简易调查认定书》排除了遗留火种、外来火源等因素，华晨宝马亦承认在拆检的过程中未发现燃烧区域有加装、改装现象。足以认定王某主张车辆存在质量缺陷已完成举证责任，在华晨宝马没有足够有效的相反证据证明存在法定免责事由的情况下，推定车辆的自燃系存在质量缺陷。因此判令华晨宝马、经销商赔偿王某各项损失共计402705元。 华晨宝马不服山东省青岛市李沧区人民法院的一审判决，提起上诉。 二审中，依法摇号抽取鉴定机构对该轿车起火原因以及起火原因与产品质量是否存在因果关系进行鉴定。《产品质量鉴定意见书》载明，可以排除电气故障引发火灾的可能，不能排除车内易燃易爆物品或遗留火种引燃的可能性。该车辆的起火与产品质量不存在因果关系。对于鉴定意见认为相关线路在点火开关关闭后就处于不通电的状态，不具备起火的条件。法院认为在电器线路不排除存在缺陷的实然情况下，以应然推测实然，缺少科学根据。鉴定意见称现场线路上没有发现熔珠，可排除线路引发火灾的可能性。法院认为只有燃烧达到特定高温的情况下，金属线路才会形成熔珠。外来火源导致火灾可能产生熔珠也可能不产生熔珠，电器线路故障引发火灾也可能产生熔珠或不产生熔珠，鉴定意见没有证明外来火源导致火灾必然不产生熔珠以及电气线路因故障导致火灾必然产生熔珠，就以现场没有

国家电网：应对用电高峰试点推行电动汽车错峰充电 高温天气影响下，多个省份的用电负荷屡创新高，为保障用电高峰电网安全运行，国家电网在部分高温高负荷省份试点推行电动汽车错避峰充电。 首批开展试点的是重庆、浙江、湖北三省市，覆盖近35万根充电桩，将在下午3时到晚上10时用电高峰时段，适时适度调整充电功率，平抑用电高峰负荷。同时，国家电网还将通过手机充电客户端，发放充电服务费5折优惠券，引导电动车主，在夜间等低谷时段充电。 国家电网智慧车联网技术公司副总经理 ：此次参与错峰充电的三个省市的电动汽车保有量近80万辆，如果集中在高峰时段充电，将增加电网负荷200万千瓦的负荷，相当于30多万户家庭的用电负荷。如果采取负荷调控和错峰用电措施，将能保障电网安全，更能保障民生用电需求。 据介绍，错避峰充电，降低充电功率，会适当延长充电时间，一次充电最多会延长5到6分钟，国家电网将对此给予一定的充电服务费优惠。据统计，目前全国电动汽车保有量已经突破1000万辆，每一辆车都相当于一个小的移动储能电站，未来既可以充电，也可反向送电，下一步，国家电网将更大范围发挥电动汽车的“电力海绵”作用，稳定电网运行，保障电力安全供应。

风口 | 储能专用锂电池，趋向浪潮中央 锂电池市场风起云涌，暗流涌动。 最近，多名动力电池大厂大佬出来创业，做储能专用锂电池。人们的第一个反应通常是，他们为什么选择这个方向？这个方向还有创业机会吗？ 首先来看看储能专用锂电池的现状。根据中国化学与物理电源学会储能应用分会的统计，2021年，中国电化学储能装机规模5117.1MW/10498.7MWh，在这其中，锂离子电池储能技术装机规模占比较大，达到4658.9MW/8254.2MWh，功率规模占比91.0%。 那2021年装机的8254.2MWh都是储能专用锂电池吗？目前，对这一问题并没有一个权威、可靠的说法。 ，目前国内的储能专用锂电池生产企业还比较少。 根据不完全统计，在动力电池大厂之中，可能仅有宁德时代和亿纬锂能等大厂在动力电芯产线外，有专门的储能电芯研发团队和生产产线；在动力电池之外，也出现了以储能专用锂电电池为主业的公司。比如专门做海外户用储能电芯的派能科技、非户用储能专用锂电电芯企业海辰新能源和海基新能源、天辉锂电、昆宇新能源等。 尽管如此，现在国内储能市场上使用的电芯很多仍非储能专用电芯，而仍然是动力电芯或者其改造款。这就是说，在认知和实操中，动力电芯和储能电芯在市场上并没有做特别清晰的区分。那么动力电芯能否直接用在储能场景上？动力锂电池和储能锂电池有哪些本质区别呢？ 从应用场景来看，动力锂电池主要用于电动汽车、电动自行车和三轮车以及其它电动工具领域，而储能锂电池主要用于调峰调频电力辅助服务、可再生能源并网消纳和工商业储能、微电网等领域。 应用场景不同，对电池的性能要求也有所不同。如果用一句话来概括出储能专用锂电池的要求，那就是高安全、长寿命和低成本。 首先，由于储能电站安全事故频发，储能专用锂电池对能量密度要求不高但安全性要求高。动力锂电池作为移动电源，在安全的前提下对于体积（和质量）能量密度尽可能有高的要求，以达到更为持久的续航能力。同时，用户还希望电动汽车能够安全快充，因此动力锂电池对于能量密度和功率密度都有较高的要求，只是因为出于安全性考虑，目前普遍采用1C左右充放电能力的能量型电池。 绝大多数储能装置无需移动，因此储能锂电池对于能量密度并没有直接的要求。至于功率密度，不同的储能场景有不同的要求。 对于电力调峰、离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能场景，一般需要储能电池连续充电或连续放电两个小时以上，因此适合采用充放电倍率≤0.5C的容量型电池；对于电力调频或平滑可再生能源波动的储能场景，需要储能电池在秒级至分钟级的时间段快速充放电，所以适合≥2C功率型电池的应用；而在一些同时需要承担调频和调峰的应用场景，能量型电池会更适合些，当然，这种场景下也可以将功率型与容量型电池配合一起使用。 由于储能电芯对安全性要求更高，所以这就要求电池企业在材料和结构上做出一定创新，来满足市场的需求。 其次，储能专用锂电池对于日历寿命和循环寿命有更高的要求。新能源汽车的寿命一般在5-8年，而储能项目的寿命一般都希望大于10年。动力锂电池的循环次数寿命在1000-300次，而储能锂电池的循环次数寿命一般要求至少大于3500次，并且希望通过开发新型的运维再生技术，以达到超长的日历储能寿命。所以我们看到宁德时代都在开发循环寿命10000次的电芯。 第三，储能专用锂电池对成本更加敏感。面临和传统燃油动力源的竞争，储能专用锂电池则需要面对传统调峰调频技术的成本竞争。储能电站的规模基本上都是兆瓦级别以上甚至百兆瓦的级别，因此储能锂电池的成本要求比动力锂电池的成本更低。 由此可见，动力锂电池与储能锂电池在性能要求上有着重大的区别，大佬们纷纷离职出来创业也正是因为看到了其中的商业机会。 虽然这种区别并不同于当年从3C电池到动力电池这种电池材料体系上的创新，但在储能电池市场巨大的想象空间刺激下，在同样材料体系基础上做出“更高安全”、“更长寿命”、“更低成本”这种性能创新带来的商业想象空间依然巨大。 根据第三方统计，预计2025年全球储能电池需求量将达218GWh，复合增长率约38%，年均新增需求>130GWh。 可见，储能专用锂电的市场前景广阔。在储能专用锂电池市场上，全球和国内市场尚未形成专门的龙头，对新兴的创业公司来讲，这也是一个很好的市场机会窗口。 但不容忽视的是，这个时间窗口也不会很久。我们预测宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等公司的储能部门未来大概率会从动力电池公司中分拆出来。 因此，我们预测，在未来一段时间内，会陆续有更多的动力

央视：供不应求！有储能企业订单量翻8倍！ 7月13日，央视财经报道了储能行业发展现状，一方面光伏对储能配置需求，储能系统生产企业供不应求。但另一方面，电池原材料价格上涨已经导致储能系统价格上涨30%，储能企业普遍呈现增收不增利现状。 据国家能源局数据显示，2022年1-5月，全国太阳能发电新增装机2371万千瓦，同比增幅为139%。截至5月底，全国太阳能发电装机容量约32789万千瓦，同比增长24%。而随着光伏市场的火热，对于储能的需求也持续增长，甚至出现了供不应求的局面。 在江苏常州新北区的一家光伏储能系统生产企业内，整条产线都在满负荷运行，生产着储能系统所需要的锂电池电芯。今年上半年的生产量是去年的5倍，但是实际上接到的订单量应该是在去年的8倍。 由于光伏发电具有波动性，无法满足电网的全天候调度需求，因此从2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、江苏等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能配套等的具体要求。 其中江苏规定，省内长江以南地区新建光伏发电项目按照功率8%及以上比例配建调峰能力，长江以北地区按照功率10%及以上比例配建调峰能力，时长均为2小时。在当前光伏装机量攀升的背景下，储能系统的销量自然开始大幅增长。应用于储能系统上的储能变流器销量也有着大幅增长。 去年的增速光伏端达到20%左右，储能这一端达到200%以上的同比增长。如果以2022年这个维度去看，光伏端的装机量同比增速，全球大概还有30%左右。储能这一端预计还能保持翻倍式增长。而且对于明年来说，这个高增长的趋势，大概率还是能够延续的。 储能成本大涨还抢不到电池！ 光伏被迫延期 光伏储能的市场发展迅速，下游不少光伏企业配置储能较为困难，甚至有的企业开始推迟项目建设。 在江苏常州某公路旁，是2020年建成的并网光伏发电项目、规模为5MW，不远处的空地是即将开始建设的二期项目、规模为12MW。一期是2020年12月底并网发电，现在已经运行一年半了，去年整个平均电价大概是0.46元/度，总发电量是680万度。一期项目并没有配置储能系统，而新建的二期项目将会按照江苏省要求配套一座2MWh储能系统，将白天光伏发电的部分存储起来、晚上提供给电网调度，虽然项目已经开始实施，但是现在储能成本比去年底规划时上涨了一大截。 按去年年底测算，储能设备投资大概是160元/kWh，现在是200元以上还拿不到电池，所以这是一个矛盾。这样的案例并非个案，业内人士称，从去年年底至今，储能系统涨价幅度接近30%，新建的光伏电站配置储能系统成为了一笔难算的账。 海外尤其去年开始，能源的价格、就是居民和工商业用电价格高企，所以（储能的）回收回报现在基本上在4年以内。国内电价在全球都是低的，所以现在的投资回报率就会比较长，应该是7年到8年。由于储能系统价格大幅上涨，已经逼近了光伏电站的成本线。因此部分光伏项目建设只能延期。 储能系统价格上涨，导致下游光伏企业配储困难。 在江苏常州一家储能系统生产企业内，储能电池原材料碳酸锂价格在近两年里大幅上涨，目前碳酸锂价格为45.8万元/吨，相比去年同期增长了421.72%，由于锂电池电芯成本在储能系统中所占比重超过60%，储能系统成本只能上涨。所以这就造成我们整个锂电池的电芯成本上涨，最终提供给客户的储能系统，那我们储能与动力电池，我们储能的价格难以传导到下游。 一方面是上游原材料企业要涨价，一方面是下游光伏企业要降本，储能企业正面临着两头受挤压的情况。增收不增利成为行业普遍现象。 如果按国内储能PCS毛利率，它现在是处在25%左右的水平，确实不是一个很高的盈利能力，如果是按照集成，相当于有自己的PCS、电池是外购的，整个系统的毛利率大概只有11~13%。 海外户用储能市场暴涨 面对着电池原材料上涨的压力，不少储能企业开始向海外市场和户用市场发展。 国外的电差价比较大、电费也比较贵。所以国外储能尤其从去年下半年开始到今年，户用储能是爆发性增长，包括分散式储能也逐渐开始以一个规模增长。 虽然现阶段储能企业面临一定的压力，但业内人士表示，随着未来锂电池原材料供给的增加，储能系统的成本必然会缓慢回落。 2022年1月28日，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。业内人士表示，这有利于新能源电力交易市场的发展，将会有效提高光伏配置储能系统的收益。 结合我们的电力市场部门，储能的收益模型将会更加完善，这对储能长期发展来讲肯定是更有利的，所以我认为储能行业在未来大有可期的。

新型储能何时实行容量电价受关注 目前，针对抽水蓄能国家已经出台了容量电价机制，但对于发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。同样都是“储能”，政策为何“厚此薄彼”？对新型储能实施容量电价是否可行？ 新型储能遭遇政策不公？ 当前，以电化学储能为主的新型储能技术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网事故快速恢复能力、减少负荷损失，且在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。容量电价是提升储能电站综合效益的重要措施和手段。应破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适应新型储能特点的容量电价政策。新型储能对容量电价政策的诉求一直存在，且较为强烈。我们认为既然新型储能和抽水蓄能干一样的活，发挥同样的系统价值，就应当给予同样的政策。抽水蓄能是最成熟的储能技术，和电化学储能规模存在量级差异。 以河北丰宁抽水蓄能电站为例，其装机容量达到360万千瓦，可满足整个区域电网系统的调峰需求。一座装机容量120万千瓦时的日调节抽水蓄能电站，不考虑超发，日设计发电量可达到720万千瓦时。这是其他储能技术无法企及的规模优势。从使用寿命来看，抽水蓄能使用期限长达百年，而电化学储能循环次数一般为5000—8000次。以成本监审周期40年计算，电化学储能要和抽水蓄能满足同样市场需求，其全生命周期需要采购3次设备，综合造价成本非常高。其他新型储能技术如压缩空气储能、飞轮储能应用场景更是有限。抽水蓄能电站具有公共属性，可以实现电力系统的最优配置。而电化学储能无法体现抽水蓄能调压、系统备用和黑启动等多项辅助服务价值，电网系统不能直接对其进行调度。新能源侧的电化学储能是为了缓解弃风弃光问题，完成电力上网要求，实际效果与抽水蓄能并不能相提并论。 “谁来买单”的核心难题待解 值得注意的是，去年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本、收益纳入输配电价回收。电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，收益较为单一，对政策支持的需求较为迫切。但是探讨电源侧和用户侧储能的容量电价意义不大。工业园区的高耗能企业自建储能设施，低谷电价充电，用电高峰放电，可减少自身成本支出；对于新能源侧储能配套建设项目，企业在配建之前就需要算好经济帐，财务指标预期比较明确。与电网侧储能相比，成本矛盾并不突出。实际上，虽然政策已经明确，但“谁来买单”这一核心问题尚未解决。 抽水蓄能容量电价由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，实际上是由用户买了单。规模和单位系统造价构成了容量电价的计算基础。电化学储能成本是抽水蓄能成本的3-4倍，如果按照同等收益条件简单计算，其单体成本和系统公平性都将面临挑战。相关部门还在研讨，目前没有出台具体的实施方案。不同于抽水蓄能的“全国一盘棋”便于管理，新型储能技术路线较多、颇为复杂，容量电价如何实施，需要做好前期规划。 成本纾解关键在于商业模式 有必要指出的是，明确规范是政策执行的前提。但目前政策尚未确立储能纳入输配电价的边界与条件，也未建立储能作为电网替代性方案所产生的系统性成本与收益的评估方法。要对保障电网安全的储能资产进行系统性成本与效益评估，并依据评估结果考虑是否将其纳入输配电价。未来我国还需针对纳入输配电价的储能建立相应的监管方法与体系，对资产成本、收益来源、投资主体等进行有效监管。我国新能源侧强制或鼓励配套的储能设施，以及参与辅助服务市场的储能设施，其系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的估值，成本也有待疏导，以致政策的有效性和可持续性较差。电化学储能是重要的灵活性调节资源，盈利不能只靠电价政策，也应从运行角度考虑。从这一角度看，容量电价并不是解决电化学储能成本压力的好办法。想要纾解新型储能成本，关键还在于建立切实可行的商业模式，尽快建立能够反映电力资源稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。在现货市场建设过程中要考虑设计体现时序和地区特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电规律相匹配；另一方面通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。

新型储能发力全面市场化 国家发展改革委、国家能源局近日联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），明确了新型储能的独立市场主体地位，提出到2030年，新型储能实现全面市场化发展。 我国电力体制改革处于攻坚关键期，推进新型储能产业市场化发展，是统一电力市场体系下构建多层级电力市场构架与机制的必然需求，也是储能产业良性发展的必由之路。当前，我国新型储能市场化发展正由“盲目强配”向“市场引导”转变。未来10年内，储能产业发展的重要任务是全面实现市场化，需要着重解决成本疏导、分摊机制等难题，以拓宽储能产业收益渠道，最大化发挥储能灵活性价值。国家发改委、国家能源局此前发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上的目标，《实施方案》中却没有体现。在电力市场机制相对完善的情况下，储能产业将会通过市场无形之手达成最优配置。促进新型储能产业市场化发展，可以推动储能产业进一步制定合理的成本分摊和疏导机制。促进储能系统参与各类电力市场，通过电力市场竞争机制与储能产业深度融合，可以构建全社会成本最低的供求体系与机制，实现能源科学配置。新型储能产业全面市场化指的是在不依靠补贴的情况下，储能可以回收成本并盈利、市场竞争充分、商业模式灵活。强调储能市场化发展，是防止过热现象发生。 从政策机制来看，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《新版两个细则》《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务运营规则》《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》等国家及省级层面相关政策文件与运营规则相继颁布，市场期待多年的储能参与电力辅助服务的主体地位得以确认，规范化的市场体制机制正在加速构建。”甘肃、山东、广东、山西、内蒙古等省区不断修订完善适合新型储能入市的交易制度。山东积极推动新型储能参与电能量现货交易、调峰调频等电力辅助服务，不断尝试多品种交易叠加。从实践中看，甘肃推进新型储能在弃电期间调峰、非调峰期间可调频等市场机制，充分展现了通过合理储能价格机制可充分发挥新型储能的灵活性价值。除此之外，拉大峰谷分时电价政策以及探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收意见的提出，进一步拓宽了储能多元化收益的渠道。 当前，锂离子储能、压缩空气等储能技术已经备规模化、商业化发展的能力。新型储能规模化、市场化应用处于启动阶段，成本高、商业模式模式单一、市场机制不畅、成本疏导难等仍是全面实现市场化发展的棘手问题。当前我国电力市场相关运营规则等文件虽已在不断修改完善，市场规则与各类市场主体逐渐成熟，但现货市场试点数量有限、结算周期短、多层级市场机制间协同不足等问题仍需要进一步优化解决。尽管全国多地均已在新型储能参与各类电力市场方面有所尝试，但新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制、结算细则等细节问题尚不清晰，试点示范模式还不成熟，地方实践对于全国新型储能市场化发展而言是否具有普适性，还有待进一步考量。 如何建立切实可行的商业模式？能够反映电力稀缺属性的电价机制或现货市场价格机制。在现货市场建设过程中，应考虑设计存在时序和地点特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电情况相匹配，另一方面发挥储能等灵活性资源的市场价值。明晰储能相关受益主体，新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，相关交易、调度、结算细则等。完善‘按效果付费’的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，增加辅助服务收入电费占比，加快形成储能的收入形成机制。