储能是新型电力系统的重要一环。随着储能持续发展，以锂电池为主的新型储能，日益成为新型电力系统的有力补充。

　　近日，《瞭望》新闻周刊记者在山西采访了解到，新型储能快速发展背后，存在投资成本高、盈利周期较长，部分项目“批而不建”“建而不用”，商业模式不成熟等盈利难题。

　　受访专家建议，应按照市场化规划布局新型储能，提高项目利用率，鼓励技术多元化发展，拓展更多商业模式，助力新型储能健康发展。

　　新型储能快速发展

　　位于山西省长治市的潞城仁和300MW/600MWh储能电站，是一座独立的新型储能电站。电站内有20个电化学储能单位，好似一个个“车厢”，这些“车厢”由一块块磷酸铁锂电池组成。

　　记者了解到，该项目采用“谷充峰放”模式运营，参与省电网调控中心统一调度。在夜间低谷时段，吸收多余电力为储能电池蓄电，白天高峰时段再向电网放电，利用电化学储能快速响应的特点，平衡电力余缺造成的波动，提升电网稳定性。

　　潞城仁和电站于2024年7月并网，目前已正式转为商业运营。“电站每年可贡献清洁电力约2.5亿KWh，相当于每年节约标煤约7.45万吨，减少二氧化碳排放量约14.26万吨，将进一步有效优化区域电网电源结构，增强当地能源保供能力。”电站站长帅泽晋说。

　　2023年，山西省并网运行独立储能电站2个;2024年，已并网运行10个独立储能电站。国网山西省电力公司相关负责人说，截至目前山西省并网储能规模达193万千瓦，新型储能发展迅速。

　　目前，以锂离子电池为主力的新型储能，依托其响应速度快、储能密度高、灵活性好等优势，正在发挥重要作用。记者了解到，抽水蓄能电站建设周期需要数年时间，且对地势、地理要求高，而新型储能建设周期短，建成后可快速响应、随充随用，满足电网调度。

　　山西省能源局一名工作人员介绍，以省内一项抽水蓄能项目为例，2022年进行现场勘测开工仪式，2024年才进行用地预审与选址意见公示，占地需要近5000亩，建设周期相对较长。

　　在做好安全防护的基础上，新型储能对场地要求并不高。“锂离子电池技术快速迭代，锂电池储能广泛应用，一些车用电池淘汰后可进行梯次利用的电池也在逐渐进入储能领域，进一步降低储能成本。”该工作人员说。

　　2023年10月，国网山西省电力公司率先推动独立储能电站——大同合荣储能电站，以“报量报价”方式参与电力市场现货交易。这是山西省首次开展独立储能电站参与电力现货交易。

　　该储能电站自主申报3～10段充放电量价曲线、充放电运行上下限、存储电量状态、爬坡速率等4类信息。根据电力现货市场价格实时出清充放电计划，最大限度匹配电网调节需求，提高储能利用率。

　　按照国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》、山西省《“十四五”新型储能发展实施方案》要求，山西省能源局于2023年组织申报了新型储能第一批入库项目，列入新型储能项目建设库第一批项目共77个，装机规模565.03万千瓦，同时有28个项目列入新型储能项目储备库，装机规模666.5万千瓦，后续项目经论证后滚动纳入项目库。

　　“我们将通过加强涉及规划、备案、建设、运行、调用等环节的管理体系建设，加强新型储能并网和调用的监督与管理，促进新型储能健康发展。”山西省能源局相关负责人说。

　　盈利难成掣肘

　　记者采访了解到，目前新型储能装机容量迅速扩大，但因其建设成本高、利用率低、盈利模式不确定等难点，掣肘新型储能高质量发展。

　　投资成本高，盈利周期长。记者采访了解到，目前锂电池价格持续下行，但储能电站的成本依然较高。“电化学储能系统的成本构成，包括电池组以及其他管理系统，其中电池组成本超过总成本的一半。”一名储能电站建设运营的企业负责人说，以目前锂离子储能电池价格0.5元/Wh左右测算，投资一个100MW/200MWh的储能电站需要2亿元左右。

　　除了高企的投资成本，储能电站的盈利周期较长。当前，储能市场尚在发展阶段，相关价格机制和补偿机制政策仍不够健全，一些运营较早的独立储能电站收入来源主要为电价差。

　　“单纯依靠电价差，一个100MW/200MWh的储能电站，按每天充放电两次计算，年充放电量很难超过1亿度，电网一天调度两次也比较困难，按此测算，回本周期至少得10年。”该负责人说。

　　部分项目利用率较低。目前，山西省相关部门已发放2000万千瓦的“路条”，但实际并网不足200万千瓦。记者采访了解到，一些新型储能电站批而不建，一些储能电站规划与实际装机差距较大。

　　此外，一些业内人士表示，分散的储能项目在实际调配中难度较大，且作用并不大，部分地方调度部门“嫌弃”新型储能规模小而不愿调。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。

　　“一些新能源配储项目是为了配合政策而建，实际运行空间并不大。调配100个1千瓦的项目和调配1个100千瓦的项目，实施难度是天壤之别，但目前更多的是散落在各地的1千瓦项目。”中国电力企业联合会一名负责人说。

　　商业模式不成熟，盈利空间较小。记者采访了解到，从电源侧和用户侧来看，储能电站市场化运行程度较低，还未形成较好的商业模式，大部分电站整体收益不稳定。

　　从电源侧来看，发电侧配置储能电站的收益，主要依靠减少弃电率，提升发电效率。目前，新型储能大量集中在新能源发电领域，在光伏或者风力发电出力大但有效需要不足时，将多余电力储存起来，避免弃风弃光;新能源电力出力较小时，释放电力。部分火电企业也上马储能设备，主要用于发电机组快速响应的调节领域。

　　“电源侧更多的作用是避免‘弃风弃光’，同时对电网有一定的平抑作用，电源侧储能调度是一个庞杂的过程，一些电源侧储能企业甚至因充放电次数过少被问责，真实收益可想而知。”一名业内人士说。

　　从用户侧来看，储能电站收益主要来自峰谷价差。由于峰谷价差受到电价波动以及电网代购电的影响，电站整体收益不稳定。用户侧储能则多见于对电价敏感且用量较大的企业，这部分用户对电力的稳定性要求更高，储能系统的设置更多用于平抑电力波动。

　　商业模式不成熟还表现在新型储能参与电力市场的交易品种还比较单一，处于盈亏平衡或微利水平。山西是我国首批电力现货市场试点省份之一，部分独立储能电站已参与现货市场，但交易品种少，盈利能力较弱。“哪怕在现货市场上低买高卖，依然难以覆盖建设成本。”国网山西省电力公司一名工作人员说。

　　多举措拓宽收益路径

　　一些受访者表示，破解新型储能盈利难题，需要提高储能设施利用率，开发更多市场场景，探索更多可反映储能价值的市场化机制，用市场这双无形之手精准调配，促进新型储能可持续发展。

　　提高储能设施利用率。业内人士说，提升储能设施利用率需以“技术突破+场景创新+机制优化”为核心，构建全链条价值体系。

　　在技术层面，国网山西电科院电网技术中心主任常潇说，加快高能量密度电池与新一代智能管理系统研发，推广钠离子电池、液流电池等长寿命技术，通过智能管理平台实现电站效能动态优化，减少非计划停运，加强储能电池质量检测，确保储能技术“敢应用”。

　　在场景拓展方面，常潇说，可结合新能源富集区，建设“风光储一体化”共享储能电站，同步挖掘电网侧调频、备用及用户侧峰谷需求，探索“虚拟电厂”聚合分布式储能资源参与电力市场，确保储能技术“用得好”。

　　在机制优化方面，一些受访者认为，应依托山西储能装备制造基地，突破关键材料国产化瓶颈，打造“技术示范—商业应用—产业反哺”闭环生态。通过多维施策，将储能转化为新型电力系统的灵活调节枢纽，为高比例新能源消纳提供可复制的解决方案。

　　鼓励技术多点开花，不断丰富应用场景。一些受访者表示，各类储能技术的储能时长、能量密度等特性不同，存在各自匹配的应用场景，不存在“包打天下”的储能技术。应当鼓励开展新型储能多元化示范应用，积极探索储氢、储热及其他储能技术的创新研究和示范应用。

　　2024年9月，由中国能建山西院总承包、山西电建公司参建的我国首座电网侧飞轮储能调频电站——鼎轮能源30兆瓦飞轮储能项目在山西省长治市屯留区成功并网发电。

　　“飞轮储能技术具有快速连续充放电、功率精准调节、全生命周期费用低、无污染等显著优势。”该电站工作人员说，电站年调频里程300万兆瓦，通过实时调控有功出力参与电网调频，有效解决区域电网内有功功率不平衡问题，为新型电力系统提供快速调节资源，保障电力系统频率稳定。

　　探索完善市场化机制，提升储能盈利能力。近年来，山西建立相应调频市场机制，激励火电厂、水电厂、风电场、光伏电站等各类发电厂参与二次调频。其中，火电和水电由于调节性能较好，是二次调频的主力。新能源电站则通过技术改造和优化控制策略，逐渐参与到二次调频中。

　　“储能参与二次调频后，不断扩大的交易机制将极大促进储能发展。”国网山西省电力公司的一名负责人说，发电厂提供调频服务后，根据其调频性能、贡献量等指标获得相应经济补偿，调频市场通过市场化方式促进发电厂提高调频能力和服务质量，保障电力系统的频率稳定。

　　此外，受访者建议，应推动储能建设主体参与电力市场交易，并在交易申报、交易清算、调度和呼叫过程中，享有与其他经营主体相同的权利，推动新型储能与新能源捆绑参与中长期交易，鼓励在高峰和低谷期签订市场合约。

　　(《瞭望》2025年第14期 )