双碳目标下的储能发展趋势与投资策略

李娟林

2020年9月，我国明确提出：2030年实现“碳达峰”、 2060年实现“碳中和”的目标，即所谓的“双碳”目标。为早日实现“双碳”目标，我国已经开始积极筹划与应对，从能源领域入手，准备打一场硬仗。

基于可再生能源的新型电力产业作为实现双碳目标的主力军，快速展开了一系列产业链结构的升级与革新。其中储能技术作为新能源发展中必不可少的核心技术，被纳入产业链，形成“源—网—荷—储”一体化的产业结构。近年来以风电和光伏发电为代表的新型发电设备装机规模剧增，然而全国却在用电高峰出现了不止一次的限电。如何利用储能技术解决新能源发电过程中的供电缺陷，保障电力供应的持续性、稳定性，并降低用电成本，是“双碳”目标下迫在眉睫的问题，引起了全社会普遍关注。

近年来，包括风能、光伏、水力、核能、生物质能在内的新能源电力发展蒸蒸日上，特别是光伏发电项目在全国展开了大规模集中供电模式的布局。由于最初建设光伏电站大都考虑规模效应问题，所以大都建在光照时间长的西部高原地区，需占用较大规模土地资源，利用当地特殊的自然条件进行规模化集中发电。然而这样的布局必然存在远距离电力传输的问题，如果不能妥善解决，会在输送过程中造成极大的损耗和浪费；另一方面发电的随机性、间歇性以及不稳定性，在新能源并入电网的过程中大大增加了系统调控的难度和不确定性，由此增加了不小的供电成本，一些地方甚至造成了“弃风弃光”的电力浪费现象。因此，在新能源电力系统中需要增加能源的存储、转换部分，不仅要使并入电网的电力稳定性增强，更需要增加电力供应削峰填谷的能力，保障电力持续稳定供应，进而降低电力供应成本。

由此，储能加入到电力系统中，从“源—网—荷”到“源—网—荷—储”，进一步完善了新型电力系统产业链的构成，储能技术也在这样的时代背景下迎来了发展的历史性机遇。然而新型储能拥有不同的发展模式，适用的应用场景各不相同，本文力求从储能应用模式的效用、成本以及发展前景几个维度入手，分析储能应用的投资价值，探索储能发展模式的策略性跟踪路径。

一、储能技术简介与市场发展现状

所谓储能，即通过一系列系统装置或介质，将能量储备留存的手段。我们日常生活中，小到一节电池、一个充电宝，大到一个蓄水储能站，都是储能技术应用的产物。

近年来，我国的新型储能技术正在加速从实验室向商业化迈进。根据国家能源局公布的情况来看，我国的锂离子电池和压缩空气储能等技术已达世界领先水平。以锂离子电池为代表的电化学储能为例，我国目前从电池的安全稳定性、循环寿命、能量密度等核心关键指标上都取得了极大的提升，且在应用过程中在成本的控制上取得了极大的优势，锂电的应用成本在近五年内甚至下降了六成以上。

与储能技术相对应的是储能市场需求的迅速扩张。随着“双碳”目标的明确，新能源市场布局节奏加速，大型集中式新型发电项目陆续开工，以风能、光伏为代表的新型能源发电设备机组装机增速持续上升，有数据显示，2022年全年，国内风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创下历史新高水平。

二、储能市场三大应用场景分析

从应用场景角度来看，储能技术可以分为以下几种应用场景：发电侧储能；输配电侧储能以及用户侧储能。这三种场景实际上是结合电力在供应过程中存储的便利性、削峰填谷能力、损耗的最小化以及能量功率方面的要求进行安排的。

（一）发电侧储能

发电侧储能是指在基于诸如风电场、光伏发电站等发电厂或多个电厂电站汇集站的发电上网关口建立电储能设施。发电侧储能的应用一方面能够配合发电机组的发电情况，辅助提高供电效率，另一方面参考用电负荷情况能够及时调峰，起到削峰填谷的作用。

在“双碳”目标的指引下，风、光、核电等可再生能源装机需求预计还将持续提升，然而配套的储能设备装机量还严重不足。在这样的情况下，能源并网将使电网消纳功能在未来面临更大挑战。需要从发电侧储能的平衡调峰功能入手，以主导能源存储与调配控制。这种调峰功能的工作原理非常有效，以光伏发电为例，太阳能电池板在上午到中午阳光最强时，不仅可以直接供应电力，电力能够超出系统的需求，于是开始为储能系统充电；下午随着阳光的减弱，储能系统开始放电，用于填补光伏发电不足的缺口。由于发电侧储能项目工程普遍较大，投入成本较高，一般以政府政策引导，主要以政府引导基金、上市公司主导进行投融资建设与运营，进入门槛高但毛利水平偏低，上市公司参与更多是考虑自身业务需求的拓展所致，因此不适合社会资本的广泛引入。

（二）输配电侧储能

作为能源运输转换中间的一个环节，输配电侧主要是指发电企业在电动车用电等场景所建立的输配电体系，例如充电站、换电站，在这个过程中，需要增加储能环节，并依托智能平台和智能微网等数字化手段协调“源网荷储”平衡的实现。

输配电网侧储能的核心优势在于技术壁垒相对较高，毛利率较发电侧储能更高。然而储能的应用在电网侧还并不完善，由于输配电价格中尚未体现储能成本，因此储能获利空间受到了一定程度的限制，投资出现了滞涨局面。然而随着辅助服务市场的日渐成熟，后续盈利空间会随着盈利模式的多样化而得以释放。需要注意的是，储能供应商在输配电网侧需要和电网公司形成一定的营利性合作模式，才能够长期良好发展。

（三）用户侧储能

我国目前的用户侧储能主要面向工商业，小规模家用用户储能在试行中，没有大面积推广。从用户侧来看，我国新能源发电的电价主要是按照用电负荷压力征收三种电价，峰、平、谷三个时段用电价格不同。目前的用户侧储能主要是光伏为主，建立了储能系统的用户也是通过用电高峰时供电、用电低谷時充电的方式，不仅能够调峰保障供电平稳充足，还能依靠峰谷价差进行套利，缩减用电成本。此外，如果有留存的余电，可以入网供应，提供给需要用电的其他用户，通过该方式实现储能的交易获利。

用户侧储能的投资门槛相对较低，投资额度相对小，利润也比较可观。由于更接近用户端，变现方式多样。用户侧储能的应用适合大型生产制造商，这些企业作为用电大户，以降低成本为导向，将更多考虑用户侧储能的布局。由此来看，社会资本更适合通过用户侧储能模式参与到储能市场中来。

三、分布式储能的应用与投资分析

分布式储能分布式能源是一种布置在用户侧的储能系统，集能源生产与消费为一体，具有就近利用、灵活高效、多元互动等特征，是具有较高市场投资价值的能源供给模式。

（一）分布式新能源模式

分布式储能的提出是建立在分布式新能源的出发点之上的，是为了提升电力供应的区域性便利性、稳定性，与集中供电储电的模式相比，将能源传输的损耗量降到最低，以小规模投入在区域性高负荷用户之间进行高效率供电。分布式新能源是将分散的新能源资源加以协同利用，通过小型发电设备发电并连入电网的模式，以满足附近用户的用电需求。与一般我们认知的新能源发电不同，这种方式不再以集中发电、远距离规模化传输接入电网方式进行电力供应，而是在用户用电高负荷区域的核心位置，能够最大限度地向用户提供便利的电力供应，且避免了传输过程中的电力消耗，很大程度提升了电力供应效率，从而降低供电成本。光伏是最适合进行分布式新能源布局的发电种类之一，在分布式能源的实践中得到了充分的关注与重视。由于太阳能电池板体积小，可以利用建筑物顶端等场地进行建设，规模可根据用电情况随时调整。对于大型的商业办公区、工业区而言，这样的电力供应安排能够形成稳定高效的供电，在区域范围内自产自用，有效防止区域内工商企业受到大规模限电停电的影响造成经济损失。

（二）分布式储能的应用现状与前景

作为“源网荷储”的最后一环，分布式储能力求为新能源供应体系建设与运营提供配套储能体系，辅助提高能源供给效率，并有效地实现削峰填谷的供电需求。实际上，分布式储能的应用场景多种多样，在用户侧、配电网侧以及分布式能源侧皆可进行应用。而无论布局如何，分布式储能核心目标是提升区域供电自给水平，提高供电效率减少损耗，将新能源供电成本缩减到合理空间，从而降低电价，早日实现新能源对于传统能源的全面替代，进而完成“双碳”目标。由此判断，分布式储能将成为国家储能发展的战略性方向。从目前看，分布式储能的装机规模还很有限，增长空间广阔。

从经济效益来看，投资建设分布式储能，一方面通过削峰填谷、缩小输电距离来进行电价在不同时间段内的套利，以降低用电成本，另一方面可以出售余电盈利。与一般的用户侧储能不同，分布式储能更加适合工商业聚集区域的调配输电，分布式能源的“源网荷储”一体化保障了电力供应控制与调配的平稳性，该模式更加适合一般生产制造业和商业集群的推广，容易形成区域内规模经济效益，更适合我国国情与工商业经济发展的需要。

（三）分布式能源的盈利模式及投资策略

1.以租代售模式

开发商将储能系统向用户出租，用户一方面通过电费时间价差套利，降低高峰电费，一方面拥有了备用电源。在该模式中，投资人可参与投资储能系统项目，以该模式投资具有稳定租金回款，现金流充足的优势。

2.共享节约收益

该模式是以储能项目开发商与用户即业主共享储能资源共同获益为盈利模式。用户作为储能项目的使用者，需要向储能项目开发商支付电费，而该储能项目以消纳方式形成的收益则以电费节约的数额形式按比例分配到开发商与用户。该模式的主要用户大多是工商企业用户，家庭用户极少。该模式从投资角度来看与以租代售模式相似，不仅有稳定的现金流收入，而且企业用户更容易形成规模，合同期限更长更稳定，更加适合投资人参与。

3.虚拟电厂模式

虚拟电厂是以电力需求侧为核心建立具备发电厂功能特性的虚拟主体，利用先进的通信、控制以及管理技术，整合分散的分布式电源、用户侧储能、可调节负荷等需求侧资源，形成完整的小型供电系统，并且可以像电力供应侧的传统电厂一样参与电力系统运行和电力市场交易。它以中央控制室为核心，将所有覆盖范围内工商业和居民用户与智能电网相关的储能系统集结在一起，进行分析控制，并对系统运行进行优化，从而在电网服务中获取相应的收益。“虚拟电厂”模式的提出使储能成了一个具有多重应用价值的综合服务中心。作为分布式储能的一种形式，将所有可调动的资源进行统一调配与管理，一方面参与电力市场通过调频、备用容量等应用形成收益，另一方面也可以对输配电体系发挥电压支持、延缓输配电扩容升级、需求响应等方面的应用价值。虚拟电厂更适合社会资本的引入。

4.投资核心控制技术

除上述以日常储能项目的盈利作为投资标的外，针对储能的核心应用技术进行投资也是不错的选择。尽管储能技术已经日渐成熟，但在投资过程中，有一些必要的核心点依然是成功投资的关键因素，需要进行深入考量。其中最关键的即分布式储能的控制系统。由于储能系统承担着电网调频调峰控制职能，在对波动性极高的新型能源电力并入电网的过程中，单一分布式储能能力有限，需要调集和协同区域内的多个分布式储能系统单元共同响应并协同控制，因此控制系统需要从智能化角度入手，提升控制系统相互联动、响应速度等需求，需要对每个最小单元形成精准控制，才能提高调控效率，从而提升供电质量、持续性与稳定性。

以虚拟电厂为例，投资人除了可以获取参与虚拟电厂建设投资与盈利分红外，还可以围绕中央控制室的核心控制软件企业进行投资。以软件的出售或SAAS线上应用流量等方式盈利。

结语：

随着双碳目标的提出，我国的能源结构开始加速变革，这场如长跑一般的变革将逐渐通过新技术、新模式的不断探索，最终将可再生能源推广到每个终端用户，形成对传统能源的完全替代。以新型电力为主导的可再生能源还有极大的发展空间，在这个过程中，储能将伴随新型电网产业链的布局同步扩张。作为新能源发展瓶颈的关键一环，储能体系承担着极为重要的职能。加速推进储能的技术攻关，不断探索创新的发展模式，才能更快地解决新能源价格高、稳定性差、供应不足等一系列障碍，为新型供电系统的建设与推广铺平道路。特别是下沉至各级地方政府有序推進分布式储能的规划建设，统筹资源，引导社会资本向着高效率、低成本的项目自主汇集，才能够从根本上推进能源改革进程，达成“双碳”目标。

（作者单位：国家能源集团青海电力有限公司）