普华永道于近日举办了新能源行业系列活动——新能源产业链投资线上论坛“储能篇”，本次论坛由普华永道中国能源、基础设施及矿业并购交易主管合伙人翟黎明，普华永道中国并购服务合伙人邹驰骋联合发起，并邀请了国网系统研究院李司陶、科华数能市场总监陈超、上能电气（300827）联合创始人及储能事业部总经理姜正茂联合出席，就新型储能在电力系统中的收益模式和应用端的趋势和热点等，进行多维度的探讨和分析。

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新能源不断渗透，

新型储能在电力系统中的作用将显现

火电、气电、水电等传统发电形式本身自带“储能”，可以较好的满足负荷曲线需求，推动电网实时平衡。随着可再生能源的发展，以光伏和风电为代表的间歇性电源占发电量的比例逐步提高。尽管中国新能源发电占比还将继续提升，但同时电力系统稳定性也在经受考验。在渗透率持续提升的趋势下，风电、光伏等可再生能源与储能结合才会平滑出力曲线，提高电力可靠性，满足负荷需求，最终提升整体收益。

电源侧：新能源随机性、间歇性与波动性，使得电力系统“源随荷动”的特性改变，而偏远弱电网区域大规模间歇性电源接入又增大了冲击，此外，区域分散、弃光、弃风限发因素进一步增大了电网平衡的复杂程度。

电网侧：改变了原有线路传输功率、潮流分布，地区差异、调度、调频管理变难，以及电能质量、继保管理难度增大。

负荷侧：负荷的季节、峰谷波动以及负荷结构更加多元化，使得负荷-电网双向互动更多。

储能作为新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，应用覆盖发输变配用各环节，核心功能是解决电力系统的实时平衡，并减少新能源激增带来的电网投资。

维持实时平衡：当发电出力大于用电负荷的时候，频率上升，当发电出力小于发电负荷的时候，频率下降，一旦频率失常，所有在网设备都有损坏风险。因此，电力商品在任何时空条件下都要求供、需实时平衡，否则将损失电能质量，引起故障。储能解决电网实时平衡主要体现在两个方面：一方面，不同时段的电力有不同的供需关系，根据每个时段边际成本的不同会形成不同的价格，比如在白天光照条件好的时候，低成本的新能源电力往往最先出力，火电等其他电源往往后出力，从而带来不同时间段的不同电力商品价格。不同时段间的价格差就是储能的价值空间。另一方面，发用平衡还面临着很多随机性的扰动，因此需要一些灵活性的“机动力量”来进行迅速、精细的调节，来满足秒级程度的平衡。这也是电化学储能适合发挥作用的价值空间。

替代电网投资：电力商品的传输需要输配电网络作为平台，而输配电网络通道的建设投资需要按照峰时功率来确定。储能在此时能够发挥的作用，就是“熨平”功率曲线，从而替代电网“带宽通道”投资，或者在负荷侧更迅速的满足供电需求。替代电网投资，是指对于特定形态的功率曲线，用储能+输配线路的技术方案，比纯粹使用电网带宽投资成本可能更低，二者的相互替代存在一个经济上最优的平衡点。更迅速的满足供电需求，是指用户侧自己投建储能，有时比电网线路扩容可以更快地实现，对于有紧急扩容需求的用户，可以选择通过自投储能来快速转移峰值功率需求。

新型储能在各应用场景的收益模式分析

发电侧储能：现阶段基本为义务性成本，难言收益。目前，我国大多数省份对新能源场站均有强制配备调节能力的要求，大部分以配储形式落地。总体上，储能的利用状况不佳，且往往缺少清晰的现货市场、辅助服务市场等盈利机制。部分现货试点地区（如山东），发电侧所配储能由于被电网统调，也无法自行套利或回收本厂弃电；部分现货试点地区（如甘肃）可以自行控制储能充放，以“峰谷套利”、“辅助服务”、“弃电回收”等模式获利。

用户侧储能：价值空间大，生态丰富：用户侧处于电力系统的末端，因此其可以参与电力系统所有环节的平衡，价值空间最大，且峰谷价差还在不断拉大，与2021年相比，2022年各省峰谷价差均有不同程度的增长，使得用户侧储能成为目前收益最为稳定和丰厚的储能项目类型之一，且预计鼓励峰谷价差拉大的支持政策还将延续。用户侧储能模式丰富，以光储充一体化项目为例，储能运营与延伸价值更大。

减少容量成本。按当前政策，公用桩容量电费（按kW收取）免收将于2025年终止，届时叠加快充桩的普及，容量电费将成为充电场站的重要成本项。此外，还要考虑电网扩容等方面的时间成本。

峰谷价差套利。国内大部分城市，峰谷电价的峰段（18:00-21:00）与车主充电高峰相重合,如果不配储往往需要购买0.8元/kWh以上的高价电；但是如果有储能设备，则可以在低谷时段购电，或充分利用所配的自发自用光伏。

参与辅助服务、需求响应。如在后半夜深谷时段参加深度调峰辅助服务，在用电高峰时减少用电甚至反送电获得需求响应收益。

独立储能（法人独立的高压大储）：独立主体身份确认，收益模式多元向好，或成市场主流趋势。2022年5月，国家发改委、能源局等联合发布了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，首次官方定义了“独立储能”，即“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人独立资格的新型储能，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”。

论坛活动中，上能电气联合创始人及储能事业部总经理姜正茂指出，在发电侧、电网侧、用户侧，储能均具有不同的功能价值和收益模式，但目前三种场景整体存在收益性不佳或政策波动风险大等问题。相较而言，独立储能可以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，并纳入电力并网运行及辅助服务管理，未来收益来源可能包括现货套利、辅助服务、容量电价以及共享租赁等模式。近期，国家和地方省市出台了鼓励独立储能参与电力市场、配合电网调峰、提供辅助服务的支持政策，政策对独立储能收益模式具备明确的指示意义，例如，国家发改文件规定“独立储能向电网送电的，其相应的充电量不承担输配电价与政府性基金及附加”。随着电力市场逐步完善，独立储能有望成为率先与多个电力市场挂钩的应用模式，包括电力中长期交易、现货交易、调频调峰、备用等电能量及电力辅助服务市场，从而叠加实现多市场联合出清机制，进而实现独立储能的多重收益，提升储能项目整体收益水平及收益稳定性。

长时储能可提高电力系统调度运行效率，

或将成为未来趋势

从当前储能应用场景看，不同场景和时间尺度需要不同储能。储能广泛应用于电力系统电源侧、电网侧及用户侧，不同应用场景对储能的持续放电时长有不同需求。在电源侧，平滑新能源出力波动、调频等场景属于超短时和短时尺度应用，季节性调峰等场景属于长期尺度应用；在电网侧，提供系统备用、延缓输变电设备阻塞等均属于短时尺度应用；在用户侧，提高电能质量、调频属于超短时和短时尺度应用，参与需求侧响应在短时和长期尺度均有应用。

从长期趋势看，随着新能源渗透率的提升，新型长时储能的价值开始显现。高比例可再生能源对系统的灵活性调节能力提出了更高的可靠性保障及灵活性调节需求，由于火电等改进空间相对有限，气电、核电装机规模较小，水电及抽水蓄能受限于地理资源及投资周期长难以快速上量，未来需要依靠新型储能提供更多的灵活性资源。而可再生能源发电渗透率越高，时移电量的规模越大，所需储能的时长就会越长。

从电网调度效率看，长时储能可提高电力系统调度运行效率。电网处于高峰负荷状态运行时由于负荷需求高、线路传输电流大，往往因传输线阻塞等原因使得系统运行效率下降、线路传输损耗加剧。储能设备通过在可再生能源过剩时储存能量、在负荷高峰时段释放能量实现削峰填谷，从而充分利用当前电网已建设资源，提高电力系统调度运行效率。而更长时间尺度的储能意味着对电力系统的削峰填谷程度越强，可以更好的缩减电网峰谷差，保障系统高效运行。

此外，从国内政策导向看，自2021年以来，内蒙、青海、河北、福建等多个新能源大省陆续出台了储能配置时长＞4h的鼓励政策，长时储能政策已经开始落地。

共享储能或将是未来储能市场的重要形式

目前看来，独立储能只依靠辅助服务和电力现货套利收入，较难实现盈利，需要成为“共享储能”。共享储能的概念最早由青海省于2018年提出，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身新能源电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。2021年以来，山东、浙江等多个省份陆续出台鼓励共享模式储能项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。目前，关于“共享储能”较为认可的概念为，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，交由电网进行统一协调，推动源、网、荷各端储能能力的全面释放。既可以参与电力交易和辅助服务市场，又可以以电网为纽带，为多个新能源电站提供服务。共享储能既是一种商业模式，同时也是一种政策概念，独立储能可以是共享的储能电站，也可以是不共享的储能电站，共享的独立储能更利于提升储能电站的收益模式。从技术上来看,“共享储能”模式更有利于充分发挥储能的调节作用。即集中建设高压大储，然后将容量指标租给各个场站，存在电站质量容易管控、电网调度比较方便等优势。从成本上来看，通过租赁“共享储能”容量的方式来满足配储要求，新能源场站负担更低，容易取得规模效应、降低资金成本压力。

在各地出台新能源强配储能的背景下，共享储能模式具备满足政策强配要求、利于规模化降本、便于响应电网辅助服务等优势，具备成为未来储能市场主流模式的潜力：

满足强配要求：强制配储的要求可通过租赁方式完成，电站的初始投资成本降低；

规模化降本：规模化建设是有利于降低投资成本，第三方独立储能运营商得以发展，并进一步提升专业化运营水平，推动辅助服务多元化，降低运维成本，提升安全性；

可随时响应电网的调度：更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用效率，未来可以更好的与电力现货市场接轨，逐渐满足市场化运转机制。

此外，在部分省份，共享储能的盈利模式也开始变得清晰，可以通过参与辅助服务或电力市场交易获取收益，以及通过租赁模式获取租赁收入，部分省份（如河南）甚至在政策制定层面提出了租赁费用标准。

展望未来

在市场前景与当前挑战方面，科华数能市场总监陈超认为，随着风电、光伏等新能源逐步成为主体能源，当前的灵活性火电、气电、抽水蓄能等调峰能力不足以支撑风光的可持续增长，未来以储能为主的调峰资源将逐步成为可再生能源持续增长的支撑力量，从而带来储能行业巨变。但当前储能仍然面临着诸如“安全事故时有发生”、“投资成本高”、“政策波动风险大”、“电池衰减的木桶效应影响适用寿命”等问题。

在具体投资经营层面，来自国网系统研究院的李司陶认为，一方面，政策规则是储能项目收入的关键，诸如容量补偿机制、辅助服务市场参与规则、价格机制等；融资成本是储能项目成本的关键，主要是因为储能属于资本密集型项目，加上杠杆率高，融资成本将成为项目成本重要影响因素。另一方面，储能的功能价值要找好价格机制出口，目前很多项目类型，在政策规则、价格机制等方面，仍存有较大的不确定性。

在储能行业总体展望方面，翟黎明认为，目前，储能行业在政策机制、技术路线等方面不断进行探索与实践，2022年，储能行业（包括发电侧、电网侧与用户侧）在国内外的投资热度仍保持持续上升。一方面，随着新能源渗透率的持续提升，储能为主的灵活性资源将成为可再生能源增量的重要支撑，同时储能也是构建新型电力系统、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备；另一方面，政策密集出台，支持储能市场化运营，持续拉大峰谷价差，储能商业模式也逐渐清晰。

而新型储能应用场景多样，能够与源、网、荷等环节融合发展，随着现货交易市场有望成为各省“标配”，并成为更加开放、更加公平的交易平台，也将为新型储能电站的市场化交易带来清晰、可预测的分时价格信号，从而完善更加市场化的商业模式，带来更加多元化的收益模式，提升储能电站未来的经济性、稳定性与运营专业要求，推动储能行业蓬勃发展。

在储能行业，普华永道整合财税、商业、技术和法律各类服务，打造一体化新能源交易咨询专业服务平台，拥有超过400位来自财税、商业、技术及法律领域的新能源专家。普华永道致力于利用全方位优势，促进储能行业优秀企业与投资机构的交流合作，打造发展创新的专业服务平台。近三年来，普华永道中国在储能领域拥数十起成功的服务案例，覆盖企业成长、发展的各个生命阶段，提供包括投融资财务顾问、市场研究、商业及财税尽职调查、税务筹划、上市审计等服务。