新能源+儲能：前途光明，問題仍存在
8月26—28日，“第九屆儲能國際峰會暨展覽會”在北京召開。峰會主題聚焦“聚儲能十年之勢，創產業十四五新機”，同期舉辦10場主題論壇、儲能產業領袖閉門會等活動，180多位儲能行業精英分享報告，回顧儲能十年發展歷程，把脈產業發展之路，凝識聚力、共破困局，共商儲能產業發展大計，共探未來能源趨勢。新能源配套儲能項目
8月26—28日，“第九屆儲能國際峰會暨展覽會”在北京召開。峰會主題聚焦“聚儲能十年之勢，創產業十四五新機”，同期舉辦10場主題論壇、儲能產業領袖閉門會等活動，180多位儲能行業精英分享報告，回顧儲能十年發展歷程，把脈產業發展之路，凝識聚力、共破困局，共商儲能產業發展大計，共探未來能源趨勢。
新能源配套儲能項目發展大勢之下的隱憂、儲能產業技術拐點即將到來下商業模式如何突圍，以及新基建背景下車電互聯、虛擬電廠、動力電池梯次利用均成為熱門話題。
中國儲能市場累計裝機規模比例(2000-2019)
A 新能源+儲能：前途光明，問題仍存在
8月27日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見(征求意見稿)》。根據征求意見稿，“風光水火儲一體化”要側重于電源基地開發，結合當地資源條件和能源特點，因地制宜采取風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發電互相補充，并適度增加一定比例儲能。
不僅如此，各地發布的《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知》中，均提到優先支持“新能源配儲能”平價項目。
風電、光伏等可再生能源具有不穩定性，發展儲能可對沖這些不穩定性，有利于可再生能源的消納。可再生能源項目配合儲能，提高清潔電力利用成為大勢所趨。
陽光電源股份有限公司副總裁兼光儲事業部副總裁吳家貌在題為《全球儲能經驗分享及對國內市場的思考》的報告中分享了一組數字。中國可再生能源+儲能并網2019年占比17%，今年占比為43%，提高了26%。風光儲能成為我國儲能市場發展的方向，在2019年和2020年第一季度，國內開發風光+儲能已經達到1.4個吉瓦。
中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國科學院工程熱物理研究所副所長陳海生認為高比例的可再生能源發展必將引發電力系統對于儲能長期、持續的需求。
在保持對政策、市場樂觀的同時，論壇上不少人也保持了警醒。吳家貌認為新能源配儲能的模式目前在市場上仍然是一個“畸形兒”。因為目前儲能成本比較高，受益較低；行業標準缺乏，制約產業健康發展；系統集成不專業，存在潛在風險；缺少盈利政策和市場機制，商業模式尚不成熟。
陳海生也提醒將配置儲能作為可再生能源并網的前置條件，對于儲能產業的健康發展也可能帶來一些不利影響。“目前可再生能源發電進入平價階段，在價格不占優勢的情況下再上儲能，增加投資成本，可能造成大多企業傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，而質量好、價格貴的儲能產品拿不到市場份額，從而可能導致劣幣驅逐良幣，甚至使儲能僅僅成為可再生能源優先并網的工具，而非一個促進風光發電并網消納，助力可再生能源規模化發展、高質量利用的實實在在的手段，影響行業的健康發展”。
陳海生認為，只有解決了有效和有利兩方面問題，可再生能源配儲能才具備大面積推廣的條件。“有效”指的是通過儲能應能夠實現可再生能源的優化利用，盡可能減少棄風棄光。“有利”指的是儲能要有經濟性，通過配置儲能，使得發電廠得以優先調度，減少棄風棄光，保障電網安全運行，提高電能質量，這些收益最終高于儲能的成本投入。
而要解決有效和有利兩方面問題，實現儲能產業健康發展，需要的則是儲能技術、商業模式的成熟。
中國電化學儲能市場累計裝機規模(2000-2019)
B 技術漸入佳境 商業模式仍待探索
中國能源研究會常務副理事長史玉波在報告中提到，2020年6月底，中國已投運儲能項目累計裝機規模達到32.7吉瓦，占全球比重達17.6%。其中，新興電化學儲能發展速度非常快，累計裝機規模達到1831兆瓦，與去年同期相比增長了53.9%。
寧德時代新能源科技股份有限公司副總裁譚立斌認為，近年來儲能電池技術在使用壽命和高效率系統集成方面的進步，大幅度提升了儲能系統全生命周期的效益，同時也給共享儲能、分級利用等新的業務模式創造了可能性。
雖然技術和產品創新帶來了儲能系統性能提升和成本下降，大家仍然普遍認為儲能行業要想獲得大發展仍迫切需要從頂層設計出發，形成有效的商業模式。
以新能源配儲能項目為例，它創造價值的路徑主要包括參與調峰、調頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。但是調度沒有形成機制，輔助服務補償缺少長效機制，政策保障仍存在不確定性。
從投資角度來說，收益存在不確定性，也就無法激發資本的信心和市場的活力。陳海生認為：“儲能可以實現促進可再生能源消納、保障電網安全、為用戶峰谷套利、提供應急電源、提升電能質量等多重價值，但收益往往是單一的。儲能干了多份工作，卻只拿了一份工資，沒有合理的市場價格機制，便無法真正體現出儲能的價值。”
面對制約產業發展的這一瓶頸問題，史玉波建議，建立能夠充分反映儲能價值的市場化機制，合理科學評估儲能配置規模和儲能服務價值，充分利用儲能資源為電力系統提供服務，針對市場化過渡階段和全面市場化階段分別設計市場規則，最終形成“誰受益，誰付費”的市場化長效機制。
國家能源局監管總監李冶提出，要完善電力市場機制。按照“誰受益誰承擔”的原則，建立各類市場主體共同參與的電力輔助服務成本分攤和收益共享機制，明確各類儲能電站作為獨立主體納入電力輔助服務市場，為儲能發展創造有利條件。他還建議，應完善儲能調度運行機制，提升消納能力。研究制定儲能電站的調度運行規則，明確調度關系歸屬、功能定位和運行方式，健全調度運行監管機制，提升儲能電站的利用效率，確保公平調度。
陳海生進一步解釋，國家發展改革委、國家能源局等五部門2017年聯合印發的《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》中，已明確儲能的獨立市場主體身份。但一段時期以來，儲能基本上仍然依附于發電、電網或用戶進入市場。需要盡快出臺具體的實施細則，確保它市場主體地位的落實。同時在電力體制改革和市場化建設中，需要區分不可控的可再生能源和可控的可再生能源之間的價格。隨著可再生能源的規模化發展，電源的靈活性、可調度這一價值需要在電力市場中加以體現。
南方電網調峰調頻發電有限公司技術中心總經理陳滿也認為應建立更完備的電力市場體系，除了電能量現貨市場外，可附加建立調頻、調峰、清潔能源消納、需求側響應、黑啟動等其他輔助市場體系，作為電能量市場的補充，兩者互不覆蓋，使得調節能力能夠產生綜合效力，從而解決儲能商業模式出口的問題。
商業模式的探討中，多位專家不約而同指出，儲能要想解決商業模式的問題，仍要從根本回答自己能夠創造怎樣的價值，明確在電力系統中的定位，還應意識到，儲能不僅可以為電力系統服務，還有非常多的細分市場值得挖掘，比如電動汽車等小型儲能的衍生應用，虛擬電廠、與工業互聯網的聚合等。同時，儲能產業最需要做的仍然是像當年的光伏產業一樣，降低成本。成本下降了，新能源配儲能項目仍然能夠實現平價上網，那么商業模式自然顯現。
C 新基建為儲能帶來怎樣的機遇
儲能作為配合電力、光伏與電動汽車等諸多產業，未來將融合交通、通信與能源，在越來越多的應用場景展現價值。
中國工程院院士陳立泉在題為《儲能與能源互聯網》的主旨報告中提出，儲能是能源互聯網的基礎。他分析了電動汽車、5G、大數據中心與儲能的關系。陳立泉認為，電動汽車可以作為儲能的方式，既消耗電能，又能作為儲能裝置來儲存電，也能將電賣至電網。“如果北京有200萬輛電動汽車的話，就可以把北京市的峰谷填平。”在“車電互聯與虛擬電廠”論壇上，清華大學電機系副教授胡澤春提到，到2030年，全國電池資源集合起來可能是抽水蓄能量級的。
隨著5G基站建設速度的加快，中國至少需要新建或改造1438萬個基站，至少存在155億瓦時電池的容納空間。基站也可以存低谷電，所以5G基站也是很重要的一個儲能裝置。還有大數據中心，2018年，我國大數據中心的用電量已經超過了上海市全社會用電量，一個大數據中心既需要電，也需要儲存電。
這些分布式資源，規模化后如何整合進電網，也成為論壇上聚焦的話題。尤其是車電互聯，大家認為，隨著電池技術的突破，電動汽車保有量的增加，通信技術的發展，電動汽車充電商作為虛擬電廠釋放大規模電動汽車調控的潛力是有前景的。這需要電網端、車企、電池企業的有序合作。尤其是在標準制定上，接入電網前的功率控制、防誤導保護等都需要加以界定。
動力電池梯次利用也成為論壇熱門討論話題之一。2013年前后，我國新能源汽車大規模推廣應用，按照動力電池5到8年的使用壽命，2020年前后將迎來報廢高峰期。數據顯示，預計2020年底我國動力電池退役量將達到約25吉瓦時。退役電池如果不能妥善處理，可能對環境造成破壞，無序的二次利用可能造成安全隱患。
南方電網公司牽頭的國家重點研發計劃項目“梯次利用動力電池規模化工程應用關鍵技術”，將為未來動力電池大規模梯次利用探索可行路徑。該項目團隊成員、南網科研院直流輸電與電力電子技術研究所研究員雷博在《大規模梯次利用的挑戰與總體方案初析》的報告中詳細分析梯次利用的經濟性，包括目前市面上三元電池、磷酸鐵鋰電池等的梯次利用價值。他認為，未來應進一步規范梯次電池貨源市場，盡快完成電池回收、梯次產品要求類標準出臺，增加在梯次利用儲能系統監控與評價方面的標準編寫。
原標題：儲能的“春天”已經到來，但儲能市場主體地位仍需進一步明確建立“誰受益、誰付費”市場化長效機制
作者：劉杰 來源：南方電網報 責任編輯：jianping
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