儲能是新型電力系統的重要一環。隨著儲能持續發展，以鋰電池為主的新型儲能，日益成為新型電力系統的有力補充。

近日，《瞭望》新聞周刊記者在山西采訪了解到，新型儲能快速發展背后，存在投資成本高、盈利周期較長，部分項目“批而不建”“建而不用”，商業模式不成熟等盈利難題。

受訪專家建議，應按照市場化規劃布局新型儲能，提高項目利用率，鼓勵技術多元化發展，拓展更多商業模式，助力新型儲能健康發展。

新型儲能快速發展

位于山西省長治市的潞城仁和300MW/600MWh儲能電站，是一座獨立的新型儲能電站。電站內有20個電化學儲能單位，好似一個個“車廂”，這些“車廂”由一塊塊磷酸鐵鋰電池組成。

記者了解到，該項目采用“谷充峰放”模式運營，參與省電網調控中心統一調度。在夜間低谷時段，吸收多余電力為儲能電池蓄電，白天高峰時段再向電網放電，利用電化學儲能快速響應的特點，平衡電力余缺造成的波動，提升電網穩定性。

潞城仁和電站于2024年7月并網，目前已正式轉為商業運營。“電站每年可貢獻清潔電力約2.5億KWh，相當于每年節約標煤約7.45萬噸，減少二氧化碳排放量約14.26萬噸，將進一步有效優化區域電網電源結構，增強當地能源保供能力。”電站站長帥澤晉說。

2023年，山西省并網運行獨立儲能電站2個;2024年，已并網運行10個獨立儲能電站。國網山西省電力公司相關負責人說，截至目前山西省并網儲能規模達193萬千瓦，新型儲能發展迅速。

目前，以鋰離子電池為主力的新型儲能，依托其響應速度快、儲能密度高、靈活性好等優勢，正在發揮重要作用。記者了解到，抽水蓄能電站建設周期需要數年時間，且對地勢、地理要求高，而新型儲能建設周期短，建成后可快速響應、隨充隨用，滿足電網調度。

山西省能源局一名工作人員介紹，以省內一項抽水蓄能項目為例，2022年進行現場勘測開工儀式，2024年才進行用地預審與選址意見公示，占地需要近5000畝，建設周期相對較長。

在做好安全防護的基礎上，新型儲能對場地要求并不高。“鋰離子電池技術快速迭代，鋰電池儲能廣泛應用，一些車用電池淘汰后可進行梯次利用的電池也在逐漸進入儲能領域，進一步降低儲能成本。”該工作人員說。

2023年10月，國網山西省電力公司率先推動獨立儲能電站——大同合榮儲能電站，以“報量報價”方式參與電力市場現貨交易。這是山西省首次開展獨立儲能電站參與電力現貨交易。

該儲能電站自主申報3～10段充放電量價曲線、充放電運行上下限、存儲電量狀態、爬坡速率等4類信息。根據電力現貨市場價格實時出清充放電計劃，最大限度匹配電網調節需求，提高儲能利用率。

按照國家能源局《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》、山西省《“十四五”新型儲能發展實施方案》要求，山西省能源局于2023年組織申報了新型儲能第一批入庫項目，列入新型儲能項目建設庫第一批項目共77個，裝機規模565.03萬千瓦，同時有28個項目列入新型儲能項目儲備庫，裝機規模666.5萬千瓦，后續項目經論證后滾動納入項目庫。

“我們將通過加強涉及規劃、備案、建設、運行、調用等環節的管理體系建設，加強新型儲能并網和調用的監督與管理，促進新型儲能健康發展。”山西省能源局相關負責人說。

盈利難成掣肘

記者采訪了解到，目前新型儲能裝機容量迅速擴大，但因其建設成本高、利用率低、盈利模式不確定等難點，掣肘新型儲能高質量發展。

投資成本高，盈利周期長。記者采訪了解到，目前鋰電池價格持續下行，但儲能電站的成本依然較高。“電化學儲能系統的成本構成，包括電池組以及其他管理系統，其中電池組成本超過總成本的一半。”一名儲能電站建設運營的企業負責人說，以目前鋰離子儲能電池價格0.5元/Wh左右測算，投資一個100MW/200MWh的儲能電站需要2億元左右。

除了高企的投資成本，儲能電站的盈利周期較長。當前，儲能市場尚在發展階段，相關價格機制和補償機制政策仍不夠健全，一些運營較早的獨立儲能電站收入來源主要為電價差。

“單純依靠電價差，一個100MW/200MWh的儲能電站，按每天充放電兩次計算，年充放電量很難超過1億度，電網一天調度兩次也比較困難，按此測算，回本周期至少得10年。”該負責人說。

部分項目利用率較低。目前，山西省相關部門已發放2000萬千瓦的“路條”，但實際并網不足200萬千瓦。記者采訪了解到，一些新型儲能電站批而不建，一些儲能電站規劃與實際裝機差距較大。

此外，一些業內人士表示，分散的儲能項目在實際調配中難度較大，且作用并不大，部分地方調度部門“嫌棄”新型儲能規模小而不愿調。據統計，2022年新能源側配置儲能日均充放電次數僅為0.22次。

“一些新能源配儲項目是為了配合政策而建，實際運行空間并不大。調配100個1千瓦的項目和調配1個100千瓦的項目，實施難度是天壤之別，但目前更多的是散落在各地的1千瓦項目。”中國電力企業聯合會一名負責人說。

商業模式不成熟，盈利空間較小。記者采訪了解到，從電源側和用戶側來看，儲能電站市場化運行程度較低，還未形成較好的商業模式，大部分電站整體收益不穩定。

從電源側來看，發電側配置儲能電站的收益，主要依靠減少棄電率，提升發電效率。目前，新型儲能大量集中在新能源發電領域，在光伏或者風力發電出力大但有效需要不足時，將多余電力儲存起來，避免棄風棄光;新能源電力出力較小時，釋放電力。部分火電企業也上馬儲能設備，主要用于發電機組快速響應的調節領域。

“電源側更多的作用是避免‘棄風棄光’，同時對電網有一定的平抑作用，電源側儲能調度是一個龐雜的過程，一些電源側儲能企業甚至因充放電次數過少被問責，真實收益可想而知。”一名業內人士說。

從用戶側來看，儲能電站收益主要來自峰谷價差。由于峰谷價差受到電價波動以及電網代購電的影響，電站整體收益不穩定。用戶側儲能則多見于對電價敏感且用量較大的企業，這部分用戶對電力的穩定性要求更高，儲能系統的設置更多用于平抑電力波動。

商業模式不成熟還表現在新型儲能參與電力市場的交易品種還比較單一，處于盈虧平衡或微利水平。山西是我國首批電力現貨市場試點省份之一，部分獨立儲能電站已參與現貨市場，但交易品種少，盈利能力較弱。“哪怕在現貨市場上低買高賣，依然難以覆蓋建設成本。”國網山西省電力公司一名工作人員說。

多舉措拓寬收益路徑

一些受訪者表示，破解新型儲能盈利難題，需要提高儲能設施利用率，開發更多市場場景，探索更多可反映儲能價值的市場化機制，用市場這雙無形之手精準調配，促進新型儲能可持續發展。

提高儲能設施利用率。業內人士說，提升儲能設施利用率需以“技術突破+場景創新+機制優化”為核心，構建全鏈條價值體系。

在技術層面，國網山西電科院電網技術中心主任常瀟說，加快高能量密度電池與新一代智能管理系統研發，推廣鈉離子電池、液流電池等長壽命技術，通過智能管理平臺實現電站效能動態優化，減少非計劃停運，加強儲能電池質量檢測，確保儲能技術“敢應用”。

在場景拓展方面，常瀟說，可結合新能源富集區，建設“風光儲一體化”共享儲能電站，同步挖掘電網側調頻、備用及用戶側峰谷需求，探索“虛擬電廠”聚合分布式儲能資源參與電力市場，確保儲能技術“用得好”。

在機制優化方面，一些受訪者認為，應依托山西儲能裝備制造基地，突破關鍵材料國產化瓶頸，打造“技術示范—商業應用—產業反哺”閉環生態。通過多維施策，將儲能轉化為新型電力系統的靈活調節樞紐，為高比例新能源消納提供可復制的解決方案。

鼓勵技術多點開花，不斷豐富應用場景。一些受訪者表示，各類儲能技術的儲能時長、能量密度等特性不同，存在各自匹配的應用場景，不存在“包打天下”的儲能技術。應當鼓勵開展新型儲能多元化示范應用，積極探索儲氫、儲熱及其他儲能技術的創新研究和示范應用。

2024年9月，由中國能建山西院總承包、山西電建公司參建的我國首座電網側飛輪儲能調頻電站——鼎輪能源30兆瓦飛輪儲能項目在山西省長治市屯留區成功并網發電。

“飛輪儲能技術具有快速連續充放電、功率精準調節、全生命周期費用低、無污染等顯著優勢。”該電站工作人員說，電站年調頻里程300萬兆瓦，通過實時調控有功出力參與電網調頻，有效解決區域電網內有功功率不平衡問題，為新型電力系統提供快速調節資源，保障電力系統頻率穩定。

探索完善市場化機制，提升儲能盈利能力。近年來，山西建立相應調頻市場機制，激勵火電廠、水電廠、風電場、光伏電站等各類發電廠參與二次調頻。其中，火電和水電由于調節性能較好，是二次調頻的主力。新能源電站則通過技術改造和優化控制策略，逐漸參與到二次調頻中。

“儲能參與二次調頻后，不斷擴大的交易機制將極大促進儲能發展。”國網山西省電力公司的一名負責人說，發電廠提供調頻服務后，根據其調頻性能、貢獻量等指標獲得相應經濟補償，調頻市場通過市場化方式促進發電廠提高調頻能力和服務質量，保障電力系統的頻率穩定。

此外，受訪者建議，應推動儲能建設主體參與電力市場交易，并在交易申報、交易清算、調度和呼叫過程中，享有與其他經營主體相同的權利，推動新型儲能與新能源捆綁參與中長期交易，鼓勵在高峰和低谷期簽訂市場合約。