特斯拉在上海建立可再生能源发电储能超级工厂
特斯拉于第二届上海国际碳中和博览会上，首次在中国1:1展出其超大型电化学商用储能系统Megapack。
今年5月，特斯拉在上海临港正式开工建设其全球第二个储能超级工厂项目，该工厂初期规划年产1万台Megapack，储能规模近40吉瓦时(GWh)。
Megapack 是一款功能强大的电池，可存储能源并供能，既无需建造天然气调峰电厂，又避免断电。每台机组可存储超过 3.9 MWh 的能源，足以满足 3,600 户家庭一小时的用电需求。
特斯拉描述了这样一副发展规划和使用场景：“2023年，中国全社会用电量92241亿千瓦时。假设把光伏、风电这些可持续能源发的电都存起来，再用Megapack为全中国供电，只需塔克拉玛干沙漠约0.1%的面积来布设Megapack，就足够储存14亿中国人一年的用电量。”
特斯拉为什么要
入局我国新型储能？
Tesla
特斯拉能源和充电业务高级总监麦克·斯耐德表示，中国是越来越重要的能源市场，也是特斯拉在能源领域的战略重点，“我们看到了在中国制造的Megapack产品直接参与中国市场竞争的良好前景”。
谈及近年中国新型储能行业发展，中国石油集团经济技术研究院能源战略研究所所长袁榴艳说：“可以用突飞猛进来形容”。
中国国家能源局数据显示，2023年中国新型储能新增装机约2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长超260%。截至今年一季度末，中国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，同比增长超210%。
中国科学院工程热物理研究所所长陈海生预计，2024年中国新型储能总装机将再翻一番。
新型储能迅速发展的背后是中国新能源装机的急遽扩张。据中国国家能源局数据，截至2024年3月底，中国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，约占全国总装机的52.9%，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。
“风光水等清洁可再生能源天然的波动性和随机性，决定了储能是其规模化开发应用的关键”，袁榴艳以太阳能为例指出，光伏发电晴天中午时发电量高，夜晚用电高峰时却发不了电，储能作为“大充电宝”能够调节这种波动和变化，可以“把白天的电存起来晚上用，晴天发的电阴天用”。
除火热市场和技术优势外，特斯拉入局中国新型储能也与中国支持政策密切相关。在本文第四部分，就对目前发布的储能补贴政策进行了汇总。
中国正加快部署新型储能赛道。今年中国政府工作报告首次提出要发展新型储能，日前中国国家发改委、国家能源局等纷纷出台政策研究完善储能价格机制，促进新型储能并网和调度运用。
我国新型储能发展现状如何？
Tesla
1、新型储能发展现状
随着“双碳”目标的提出，我国储能已经进入快速发展阶段。
据CNESA最新公布数据，中国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热和其他新型储能）。其中，新型储能占比30%，锂离子电池依然是新型储能中占比最高的类型。
2、新型储能发展展望
储能技术是现阶段我国能源行业发展的主推方向之一。我国储能产业机遇与挑战并存，一方面，市场规模不断壮大，新型储能技术项目落地进展迅速 ；另一方面，储能行业产能相对过剩，行业成熟度还有待提高。
（1）电力储能项目稳态增长
据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2023年我国投入运行的电力储能项目累计装机规模86.5GW，同比增长45%。其中，抽水蓄能累计装机首次低于60%。而新型储能技术，如锂离子电池技术迅速崛起，累计装机占比39.9%。
（2）新型储能技术高速发展
目前，我国新型储能技术相关项目数量超2500个，同比增长46%。其中，2023年功率规模达34.5GW，能量规模达74.4GWh。相比2022年功率规模增加21.5GW，能量规模增加46.6GWh。
（3）电化学储能商业化市场不断扩大
全球储能锂电池出货225GWh，同比增长50%。中国出货量占全球总出货量的 91.5%。
综上所述，现阶段我国在储能技术集成示范和产业化过程中成为世界上最活跃的国家。虽然抽水蓄能技术增幅不明显，但我国未来的方向还是以抽水蓄能为主、多种储能技术并行的发展模式。
此外，电化学储能技术中，锂离子电池储能技术因其成本低、安全性高、寿命长的特点，成为目前的主流方向。我国还正在不断完善压缩空气储能、超级电容器储能、超导储能等新型储能技术。
3、新型储能应用场景
新型储能如何盈利？
Tesla
1、商业模式
随着技术的不断提升和政策措施的逐步完善，新型储能商业化发展潜力将继续在市场中得到释放，成为推进清洁低碳转型的重要力量，为实现可持续发展目标做出贡献。目前，新型储能的商业化模式主要包括：
（1）产销一体型商业化模式该模式中，储能系统与新能源发电装置结合起来，形成闭环储能系统。通过外部支持辅助，直接或间接地完成对储能系统的投资，新能源发电、储能系统以及电力供应构建了一个完整的产销链条。
（2）公共服务型商业化模式该模式中，储能系统由第三方供应商进行投资和设立，并向电网侧和用户侧提供储能服务。例如，租赁型公共储能站可以向电网提供备用调度、削峰填谷等服务，改善电网质量和稳定性。
（3）自消自储型商业化模式该模式中，储能系统嵌入到终端用户侧，以满足用户的用电需求，配合分布式电源一起为用户提供电力。例如，在小区或工厂内设置储能装置，蓄存低谷时段的能量，高峰时段释放其能量，提高配网系统运行稳定性的同时，还可以满足居民或企业的用电需求。
2、盈利模式在新型储能政策的引导作用和示范工程项目的先行作用下，新型储能商业化发展已取得显著成效，工程项目收益水平上升，并形成了以下几种主要的收益模式：
（1）参与电力系统辅助服务《“十四五”新型储能发展实施方案》首先提高了新型储能参与电力系统辅助服务的地位，《南方区域电力辅助服务管理实施细则》再次明确了辅助服务的具体内容，同时我国多省份对于新型储能的政策均提出了相关的具体要求。目前，新型储能参与辅助服务收益主要有依靠政策补偿以及峰谷套利，其中调峰充电补偿一般为0.15~0.8元/kWh；调频多根据机组响应自动发电机控制 (AGC) 调频指令里程补偿，补偿价格一般为0.1~15元/MW；国内峰谷价差普遍在0.4~0.9元/kWh，其中最大峰谷价差大于0.7元/kWh 的地区数量超过19个。
（2）为新能源发电提供容量租赁新型储能的新能源容量租赁模式是一种基于分布式新能源发电和储能技术的投资模式，通过运营的储能装置以容量租赁的形式售电。容量租赁是目前储能项目收益的重要组成部分，容量租赁费用一般在300 元/(kW·年) 左右，具体要参考地区政策或约定，租户与投资方或融资方签订时间较长的合同，并按照合约支付租金，以弥补设备采购和运营成本，并实现投资回报。
（3）电力现货市场新型储能主要以能量交易、负荷调整以及系统服务的形式参与电力现货市场。国家发改委联合国家能源局发布的通知指出，独立储能电站向电网输送电力时，无需支付输配电价、政府性基金和附加费用，这将减少储能电站每千瓦时的充电成本约0.1~0.2元。目前，现货市场价差套利机制越来越完善，到2022年已经出现了每千瓦时超过1元的现货价差。新型储能参与电力现货市场交易的收益还需要依靠政策补贴来稳定。
（4）政策补贴新型储能技术与备用火电在电力系统中的作用类似，它们都可以提供容量补偿。由于新型储能技术的出力有不确定性，仅依靠电量和电价难以满足其经济性要求，因此需要通过容量电价来进行补偿。不同于抽蓄式储能和传统火电，新型储能技术 (如电化学储能) 建设方便且调节性能突出。
我国多个省市给出了详细的补贴政策，具体补贴政策内容如下所示。
国家政策的方向是将电化学储能等新型储能技术尽可能推向电力市场，从而实现盈利。容量电价可视为新型储能技术的收益保底手段之一。这样的安排有助于促进新型储能技术的发展并提供稳定、可靠的电力系统服务。
来源：碳中和资料库
声明：本平台转载分享的文章，旨在传递行业资讯，版权归原作者所有，如涉及版权等问题，请与我们联系。
