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随着国家发改委、国家能源局密集出台一系列储能利好政策，近日，央视聚焦储能这个万亿元“风口”，报道称2021年上半年我国新增新型储能装机规模同比翻了6倍、超过10GW。业内认为，储能市场新的发展窗口期已逐步打开，未来储能将在集中式和分布式两大方向继续齐头并进、创造更大市场价值。
明确调峰需求
电源侧集中式储能将迎新突破
近日，国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽曾撰文指出，随着风电、光伏等波动性可再生能源在电力系统中渗透率快速增加，加之今后风光要实现倍增、跨越式发展，风光消纳、电力系统运行和管理将面临愈加严峻的挑战。因而必须在电源侧、电网侧、用户侧通过合理配置调峰和储能设施等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。
8月10日，国家发改委、国家能源局下发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确可再生能源发电企业可通过自建、合建、购买调峰和储能能力来增加可再生能源并网规模，确立了储能调峰的作用，且给出了时长4小时、功率不低于15%的挂钩比例。阳光电源高级副总裁顾亦磊指出：该政策出台对储能等调峰资源的发展起到重要推动作用。由此，新能源发电侧储能调峰商用化将打开新能源新的成长空间。
以阳光电源参建的山东莱州220MW光伏+32MW/64MWh储能项目为例，储能既可以消纳弃光、在夜晚为厂区持续提供电力，提高发电设备使用率，另一方面储能又可参与山东调峰辅助服务市场。山东能监局数据显示，按照山东200元/MWh的储能调峰补贴，山东莱州土山光储项目单月电网调用15次，远超国内平均水平，自今年4月首次参与储能调峰、截止到6月获得收益超15万元。
分时电价全面推广
分布式光伏+储能将协同发展
在电源侧储能之外，最受储能业界关注的当属用户侧工商业储能。但长期以来用户侧储能利用峰谷电价差套利模式仅限于江苏、广东、北京几个省市，甚至局部省份峰谷电价差有缩小趋势，令储能本不富裕的盈利空间再被压缩。中国电价灵活性较差、调度规则不明确，储能的价值得不到公平的体现，电价政策成为我国用户侧储能发展的较大障碍。
由此可见中国储能的发展急需政策的引导和保障。
日前，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，文件要求电力系统峰谷差率超过40%的地区峰谷电价差不低于4:1，其他地区不低于3:1，同时还鼓励在高峰电价基础上再上浮20%制定尖峰电价。未来随着该政策推广，各地峰谷价差拉大，将为用户侧储能创造更大发展空间。
此外，据阳光电源顾亦磊介绍，分时电价机制引导用户侧用电价格波动，也符合光伏在用电低谷多发电、储能在负荷高峰放电的模式，因此该政策还将利于“分布式光伏+储能”的推广和发展。随着 “分布式光伏整县推进”模式在全国范围的铺开，分布式配储能的前景也将逐渐显现。
以江苏地区为例，其峰谷电价差最高超过0.7元/度电，淮安海螺11MW/44MWh储能项目以及扬子江船厂17MW/38.7MWh储能项目，均采用了阳光电源的解决方案，利用分时电价机制对储能进行充放电调度管理，缓解了企业高峰用电压力，其中扬子江储能项目每天通过峰谷电价差节省电费3万元以上。又如阳光电源曾参与的湖北首个光储充一体化项目，在充电桩的基础上搭配了分布式光伏和储能，让新能源汽车用上新能源电力，也利用自发自用和分时电价机制提升了充电站的运营能力。
结合 “可再生能源调峰能力”对电源侧储能的支持，以及“分时电价”政策对用户侧储能的促进，顾亦磊表示，储能是构建未来新型电力系统的关键支撑技术，未来集中式和分布式储能将呈现双向并举的态势。
阳光电源是储能领域较早的入局者，早已在集中式储能和分布式储能两条道路做了重点部署，装机规模连续五年位居中国第一，据该公司近日披露的半年报显示，储能营收同比增长267.38%。集中式领域，阳光电源主推的1500V储能系统，在英、美、德等成熟电力市场展开了规模化应用，目前阳光电源参与的80%海外大型储能项目都采用了这种系统。在分布式储能领域，阳光电源也参与了国内外众多项目，帮助用户大幅降低用能成本。据预测，随着分时电价政策的落地和配套政策的指引，以及电池价格的下降，未来1-2年内分布式储能市场会呈现兴起的态势。
据了解，国家能源局后续还将加快出台“十四五”新型储能规划、新型储能项目管理规范等政策文件。顾亦磊认为，随着储能配套政策日趋明确，储能必将为实现“碳达峰、碳中和”保驾护航！
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