丨扫上方二维码，点击对应PDF文件 丨加入星球会员下载，内含1W+资料 文章目录 1、新型储能标准汇总 2、新型储能概念优势 3、新型储能技术分类 4、新型储能商业模式 5、新型储能现存问题 6、新型储能发展趋势 01 新型储能标准汇总 我整理了160份新型储能标准，包含规划设计、设备试验、施工验收等。以下为标准 部分内容截图，如需下载请扫描上方二维码，或在后台回复“0424” 1、电力储能系统术语 标准定义了电力储能系统适用的术语，包括设备参数、试验方法、设计、安装、运 行、环境和安 全问题所不可或缺的术语。适用于并网的电力储能系统，电力储能系统 能够从电力系统中获取电能，存储在内部，并能够向电力系统注入电能。 左右滑动查看更多 2、电化学储能电站施工图设计内容深度规定 标准适用于新建、改建或扩建的，额定功率为500kW且额定能量为500kWh及以上电 化学储能 电站工程的施工图设计文件编制。 左右滑动查看更多 3、电化学储能电站设计规范 标准适用于新建、扩建或改建的功率为500kW且容量为500kW·h及以上的固定式电化 学储能电站设计。 左右滑动查看更多 丨扫上方二维码，点击对应PDF文件 丨加入星球会员下载，内含1W+资料 02 新型储能概念优势 新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项 目”，由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐 渐凸显。 从技术发展路线来看，新型储能目前多种技术并进。从当前来看，压缩空气储能、液 流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这六种新型储能路线 最值得关注。 新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强的优势。 抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，而新型储能中的电化学储能项目建设周期只需 要3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期则一般为1.5至2年。 抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适 宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵 活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。 “十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进 步。 锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机 超过400万千瓦。以电化学储能技术为例，近年来，电池安全性、循环寿命和能量密 度等关键技术指标得到大幅提升，应用成本快速下降。近5年，锂电池能量密度提高了 1倍以上、循环寿命提高了2至3倍、应用成本下降超过60%。 03 新型储能技术分类 电化学储能技术：电池储能技术是目前应用最广泛的新型储能技术之一。 根据电池的化学成分和工作原理不同，电池储能技术可以分为多种类型，如锂离子电 池、钠离子电池、固态电池等。电池储能技术具有高能量密度、长循环寿命、低自放 电等优点，而且可以进行大规模的储能和输出。 热储能技术：热储能技术包括盐蓄热技术、热泵技术等。 热储能技术利用热量的传递和转化来进行能量的储存和释放，具有高效、稳定、安全 等特点。热储能技术可以在热源充足的情况下，为建筑、工业、交通等领域提供热 能。 机械储能技术：机械储能技术包括压缩空气储能、飞轮储能等。 机械储能技术利用机械能的转化和储存来实现能量的储存和输出，具有高效、安全、 长寿命等优点。机械储能技术可以为可再生能源和电力系统提供储能和平衡能力。 04 新型储能商业模式 各省份的新型储能规划推动了国内储能装机容量的增长，各地政府出台的新型储能配 置补偿政策成为国内新型储能装机增长的主要驱动因素。 同时大量新型储能补贴政策的实施，加快了新型储能的商业化进程，新型储能市场能 够吸引更多的投资商，各方的努力不断推动新型储能的产业化进程，逐渐形成了以下 几种收益模式： 1、新能源容量租赁 容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据《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》，独立储能电站可以向需求 方提供容量租赁，并收取对应费用，费用标准目前并未确定，大致在300元/kW·年左 右，主要基于项目的收益要求。 目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于100MW/200MWh的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约2400万元。 2、辅助服务补偿 2021年8月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统 辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”），正式承认了新型储能拥有独立的并网 主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收 益。 2022年6月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，首先提高了独 立储能电站的标准，再次确定了其主体地位，同时鼓励探索其收益模式，提高补偿标 准，促进了其商业模式的完善。 目前，新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频（包括一次调频、二次调频） 两类，各地区的具体收益不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15 元/kWh到0.8元/kWh不等；而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组响应AGC调 频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。 3、电力现货市场 作为独立的市场主体，储能电站可以根据电网的负荷预测曲线等数据，合理制定自己 的充放电计划，并按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用 户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。 国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》同 时明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基 金及附加，约减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh。当前现货市场价差套利机制逐 渐完善，2022年日现货价差超过1元/kWh时有出现，为独立储能电站的利用价差套利 获取更大利润带来了空间。 4、容量补偿 2022年11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和 《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》其中指出各地区要结合实际需要，建立市 场化容量补偿机制，用于鼓励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能 力和运行安全。新型储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定 性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以补偿。 但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将 电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益保底手段。 05 新型储能现存问题 一是新型储能成本居高不下，距全面商业化应用还有较大差距。 以电池储能为例，相关机构预测，到2035年，全球电动汽车动力电池对于锂离子电池 的需求超过3500GWh，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本 居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千 瓦级的储能市场，同时非电池部分成本仍占到储能系统成本的50%，如何降低成本将 是未来重要任务。 二是新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索。 当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着 眼当下，无法长期适用。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式；对于 电网侧，收益结构不明显。同时，储能产业链尚未形成闭环，储能废旧设施回收利用 政策体系仍有待建立完善。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式 仍有待进一步探索； 三是新能源配置储能标准缺失，监管难度加大。 没有价格标准的限制，储能设备成本对于盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压 力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用， 造成资源的极大浪费。同时，储能电池回收报废行业规范和技术标准有待建立，多种 电池回收处理兼容性有待加强； 四是新型储能示范项目落地实施较为困难，同时调用次数不够。 示范项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，且落地后调用次 数不能得到保障，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场 景、审批流程等多重因素制约下，面临很多困难。 合理解决以上问题，是新型储能高速发展以及实现商业化进程中的必经之路。政策引 领在新型储能行业发展中具有重要作用，同时电价改革也是实现新型储能商业化的有 效手段。 因此，拟向政府和电网公司分别提出相应建议： 拟向政府提出以下建议： 建议明确储能定位，加快出台相关政策，明确新型储能技术的顶层设计及价值体 现； 适度拉大峰谷价差，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引 导用户侧主动配置新型储能； 建议借鉴浙江、辽宁储能电站运行经验，推广两部制电价在储能电站的应用； 鼓励储能发挥多元作用，谁获益、谁付费，确保储能的收益多元化； 借鉴广东省储能辅助服务纳入电价的政策，由全体用户共同分担储能成本； 鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标 准时，可选择转为独立储能项目； 制定户用储能、光储充一体化等适应性产业政策，推动“双碳”触达能源应用底 层； 建议不断完善替代性储能准入的技术管理、成本经济管理和运营管理机制，建立 适配各区域电力市场发展现状的成本疏导机制和定价模式。 拟向电网公司提出以下建议： 鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与 的市场模式； 借鉴山东省储能电站的运营调度政策，独立储能电站向电网送电的，其相应充电 电量不承担输配电价和政府性基金及附加； 储能最低运行小时数、最少调用次数等保障性政策应在更多省份、更多领域推广 应用； 鼓励储能主体在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用， 增多调用次数； 光伏电站配储比例、配储时长、分摊储能成本有一个最优比例，需合理制定； 开展多种储能技术工程、运维以及经济性等方面的实证，促进多元化储能技术的 应用； 加大新型储能技术创新投入，降低储能成本，同时提高储能系统安全性。 06 新型储能发展方向 1、提高能量密度：新型储能技术需要不断提高能量密度，以满足更高的能量需求。例 如，钠离子电池、钙离子电池等储能技术的能量密度已经有了较大的提升。 2、降低成本：新型储能技术需要不断降低成本，以提高市场竞争力。例如，通过技术 创新和规模化生产等方式降低成本。 提高安全性：新型储能技术需要不断提高安全性，减少安全隐患。例如，通过设备设 计、安全系统、操作培训、安全监控等方面加以改进。 3、实现可持续发展：新型储能技术需要实现可持续发展，减少对环境的影响。例如， 通过使用可再生能源、回