电源侧储能优先级最高电力辅助服务市场“蓝海”开启

储能技术的应用贯穿于新型电力系统转型的电源侧，电网侧，用户侧三个环节给风光基地配套的储能项目，属于电源侧的储能项目，未来得到的政策支持力度会是最大的，在相当长的时间内，电源侧储能的发展都会是最快的，也是增量空间最大的，参会的储能行业资深专家楚攀博士认为，目前储能规模化，商业化推广，最缺乏的就是固定且明确的收益渠道，国家层面给出的指导是通过市场化的方式，具体的说，就是通过电力辅助服务市场的建设去解决

电源侧储能的发展空间最大，增速最快

《指导意见》规划了2022 年能源发展目标，全国能源生产总量达到44.1 亿吨标准煤左右，电力装机达到26 亿千瓦左右，发电量达到9.07 万亿千瓦时左右非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，风电，光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电，光伏发电利用率持续保持合理水平

楚攀博士表示，由于风电和光伏近两年发展的特别快，以去年2021年全年为例，全年光伏新增约接近60GW，几乎是历史存量的1/4，建设速度远超规划速度截至目前，我国已有超过20个省市发布了新能源配强置储能的政策，配置比例在5%—20%之间，配置储能的时长多在1—2小时这个市场有多大经不完全统计，截止2021年底，各个省份备案的新能源+储能的项目的总容量，已接近50GWh，2022年还会有更多的备案项目，预计在2022年底可达到70至80GWh，这会是未来储能市场发展最快，潜力最大的一块

从储能应用的领域看，可分为三个部分:电源侧储能，电网侧储能，用户侧储能《十四五现代能源体系规划》提出要大力推进电源侧储能，优化布局电网侧储能，积极支持用户侧储能多元化发展虽然文件没有对储能的发展优先级进行排序，但根据修辞的差异，可以估计对储能应用支持力度依次为电源侧储能gt，电网侧储能gt，用户侧储能

伴随着电力现货市场的建设，未来的峰谷价差是逐步拉大的趋势，此外，用户侧储能的发展还受到需求侧响应这一新的收益渠道的支持，未来也有较好的发展空间，但预计发展速度会落后于电源测储能的发展。

未来是否会出台针对储能的补贴政策楚攀博士认为，储能领域不会出台类似于光伏和风电的国家层面的补贴政策，可能在一些个别的地区，为促进当地储能产业发展会有一段时间补贴但从国家层面不会有大规模的，统一，且长期的补贴政策根据储能领域的发展趋势，更可能通过市场化方式推动储能项目通过优化运营的方式获取收益，因此，未来要格外关注电力辅助服务市场，尤其是经济发达省份和新能能源占比较高省份的电力辅助服务市场

千亿电力辅助服务市场

新型储能处于从商业化初期向规模化发展的转变关键时期，根据规划到2025年，新型储能的装机规模将达3000万千瓦以上如何实现这个中期目标楚攀博士表示，目前储能规模化推广和商业运营最缺乏的是固定的收益渠道如何去解决这个问题国家主管机构曾组织行业专家召开多次会议进行研讨，最终给出的解决方案是通过市场化的方式解决，也就是让各种类型的储能电站深入，广泛地参与电力辅助服务市场，为电力系统提供亟需的灵活性服务，进而获取相应的收益

3 月24 日，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通告，并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。

楚攀博士认为，电力辅助服务市场的建设将是各省能源主管机构未来的主要工作之一日前，南方能监局已公布了南方区域的较详细的电力辅助服务市场的基本运行规则预计在2022年，各省的能源主管部门都会陆续出台类似的政策，接下来执行细则以及详细的计费方式也将逐步推出，不断完善电力辅助服务市场的建设

未来的储能项目电源侧的储能项目，电网侧的大型独立储能站，都会有比较好的投资收益，但是投资收益不会是固定的因为目前的辅助服务市场政策多是试运行，收益过高或过低都不正常，监管层面会根据市场的运行，不断进行调整，既要保障收益，也要保障公平

在电力辅助服务市场的支持下，预计未来大型储能项目的资本金内部收益率不会低于8%但目前面临的一个拦路虎是锂电池成本的过快上涨，2020年上半年储能系统每千瓦的报价是1500元左右，但2022年的最近的中标价格已经超过了每千瓦时1800元，上涨了30%甚至更多，这对储能项目的发展是非常不利的，预计储能系统的涨价趋势在2022年会持续较长时间，待整个供需恢复平衡后，价格有望再恢复到2020年的上半年的水平届时叠加成熟的辅助服务市场的政策，储能的发展会大大加速

根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的5%—10%，该比例伴随着新能源大规模接入将不断增加国海证券分析认为，伴随着国内电力现货市场的完善，国内辅助服务市场未来将取消调峰产品预计2025年，2030年辅助服务市场规模将分别达到1710 亿元，1980 亿

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