三年时间规模要“翻一番”，新型储能的“底气”在哪里？

　　目前多家储能厂商近乎满负荷生产的订单中，海外市场贡献了多数份额，这与全球储能市场的需求猛增和中国储能产品的制造优势关系密切。

　　今年上半年，全球储能电芯出货量达226GWh，同比增长97%。前九名均为中国企业，国内企业储能锂电池出货量在全球占比超过90%。近期多家企业公开斩获的订单中，中东、澳大利亚等新兴市场频频出镜且规模刷新纪录。

　　而从国内来看，今年新型储能装机规模的增长节奏实际有所调整。中关村储能产业技术联盟的数据显示，受新能源“抢装”的影响，今年上半年，新型储能项目的并网高潮前移至“531”节点之前，“630”节点并网热度出现历年来首次下降。

　　这种变化与国内新能源入市机制的调整有关。业内人士普遍认为，“531”抢装潮之后，由于政策要求不得强制配储，并且新能源全面入市意味着收益预期不稳定，新型储能电站投资由此进入短暂观望期。

　　好消息是，目前新的政策正在酝酿。今年以来，数个省份首次出台明确的新型储能容量补偿和容量电价机制。其中，内蒙古提出今年容量补偿标准为0.35元/kWh，补偿标准明确后执行时间为10年，河北推出的容量电价标准则是100元/kW，激励时限为2年。

　　据中信建投朱玥团队的研报测算，容量补偿和容量电价等稳定收益，结合当地的峰谷价差，独立储能项目可以取得明显的经济性。以100MW/400MWH的储能容量计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站资本金内部收益率分别达到6.2%和14.8%。

　　这将高于大型国企项目投资原则上不低于6%到8%的内部收益率要求。

　　针对容量补偿，李臻表示，目前国家层面没有出台关于新型储能容量补偿的统一政策。从保障系统容量充裕度建设到稳定投资者信心两方面来看，未来需要对各类调节资源的容量需求进行此外，辅助服务市场能否支撑新型储能扩大盈利范围，也是业界关注的焦点。

　　“这是最早向新型储能开放且目前仍是其核心收益这次

　　拓展新型储能在各个环节的应用场景，既能够为电力系统的稳定贡献力量，也是消化上下游大量产能的有效方式。

　　绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎对分析，从今年国家以及地方发布的政策来看，用户侧“新能源+储能”应是今后一段时间重点的配储发展场景。

　　姚祎分析，目前陕西、云南、青海等都出台了省级绿电直连的实施方案，三个地区都要求项目整体新能源“年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%”。为满足这一要求，储能配置成为必选项，零碳园区方面，根据四川、山东、江苏等地区出台的行动方案，在园区的用能结构方面，明确要求加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源。此外，河南、山东、内蒙古出台了“源网荷储一体化”项目申报要求。以内蒙古为例，通过建成零碳产业园区为导向，依托资源优势，耦合新能源、新材料、新型煤化工三大产业，采用“源网荷储一体化”的绿电直供模式，在推动产业绿色发展的同时，促进经济社会发展和新增就业。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强此前对分析，目前新能源的远距离输送面临物理通道不足、价格机制难以协调等障碍，因此新能源的就近消纳多被鼓励。但是，向电网输送大量带有间歇性和波动性特征的光伏和风电，会加重电网的调节负担，所以几乎都会限制自发自用和余电上网比例。对于许多生产型企业而言，设备精密度和产品一致性对电能质量提出了更高的要求，通常需要配备储能才能满足生产条件。但他也提醒，当前储能的系统成本相对较高，这同样会反向限制零碳园区和绿电直连的发展规模。

　　姚祎认为，新型储能发展的顶层设计已经出台，后续需要中央和地方政府出台相应的支持新型储能投资的价格机制，让数字目标最终落地。特别是容量电价政策和明确的地方发展目标出台，对于储能项目的经济可行性至关重要。

　　“广东等新型储能制造业基础雄厚的省份，应率先在电价政策创新方面发力，拉动本地储能需求带动产业上下游接单消化，同时探索配套金融创新举措以降低储能项目的融资成本，先行先试也可为全国提供可经验。”姚祎说。