新型储能商业模式以及政策机制研究会议纪要（2022年9月6日）

1、长时储能（容量型储能）的大趋势已经到了。大家分析一下去年美国的新增的电化学的储能的装机规模以及它的参数，可以看到已经有差不多*成的都要求4小时以上的，也就是我们经常说的容量型储能的市场已经是慢慢起来了。我们国家的新疆今年第二批的招标项目，也差不多有*以上要4小时以上，少数是1-2小时的，当然还有个别储热的是8小时的，这是光热的。所以未来真正的价值消纳新能源，确确实实可能要从过去发挥的是功率型的调节，需要向能量型的长时的方向转变，这已经是大势所趋。所以功率型储能是新型储能的开胃菜，容量型储能才是未来的正餐，这个时代正在到来。

2、现在的储能建设和受益单位不一致。今天的新能源配储能，这样的方式是分裂的，是精神分裂的。它要求的新能源，要求企业建设储能，但是他对这个方面没有考核，最后调度是由电网来调，所以导致很多的项目虽然做储能的，但是光伏企业就认为这个问题是非常大的，确实要把这个精神分裂的状态纠正过来。如果是要新能源厂商来配，那么考核方面就按考核新能源场站的并网质量，让他自己来决定配多少、配什么质量的，选择哪个厂家来配，包括整个应用，现在是要求他借，但是接口就是对电网，用不用由电网说了算，这就属于精神分裂，肯定是不可持续的。

3、全国的储新比（储能与新能源发电装机规模的比例）明显偏低。储新比新能源是光伏加储能，包括所有的储能，也包括抽蓄。我们国家2020年是*%，我们通过数据比较国际的是15.8%，相差是非常大的。国内的火电比例确实是非常高，火电在国家的电网里实际上是起到最重要的支撑环节。那以后要退煤，我们的储能比例那么低，所以必须要在最近两年遏制储新比下降的趋势，它一直是下降的，还好，去年是上升了*%，后边要逐步上，到后面12%、15%，后边是15%~20%之间。这是从国网也好，从国际上也好，当大规模新能源发展的时候，储能和新能源的比例范围不会低于15%的。但是也不能单独按照储新比直接强制配套储能的去做，机制方面是一定要去做到位的，否则只是数据上来了，会存在很多问题的。

3、储能的价值不仅是峰谷价差。新能源上来之后，加上气候异常，今年很多地方都很热，国外英国也是这样，天气太热了。因此未来在夏季的高峰缺口会越来越突出，我想可以在用户侧里会是一个模式，而不能够仅仅去算峰谷电价差的收益。因为对于一些企业，他受不了拉闸限电，它不仅仅是不能生产，而是会带来很多负面扩大的损失，不仅仅是产品生产量受限。

4、政策建议：加强新型储能与新型电力系统发展统筹规划；加强储能行业标准化体系建设；推动投资多元化、运行一体化；积极鼓励电源侧的发展；科学地把分裂的状态统一起来；电网侧储能投资回收机制；有序推动用户侧储能发展；建立科学的监管机制和有效的监管指标，引导电网侧独立储能理性投资；出台支持储能发展的财税金融政策。