新能源+储能：前途光明，问题仍存在
8月26—28日，“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办10场主题论坛、储能产业领袖闭门会等活动，180多位储能行业精英分享报告，回顾储能十年发展历程，把脉产业发展之路，凝识聚力、共破困局，共商储能产业发展大计，共探未来能源趋势。新能源配套储能项目
8月26—28日，“第九届储能国际峰会暨展览会”在北京召开。峰会主题聚焦“聚储能十年之势，创产业十四五新机”，同期举办10场主题论坛、储能产业领袖闭门会等活动，180多位储能行业精英分享报告，回顾储能十年发展历程，把脉产业发展之路，凝识聚力、共破困局，共商储能产业发展大计，共探未来能源趋势。
新能源配套储能项目发展大势之下的隐忧、储能产业技术拐点即将到来下商业模式如何突围，以及新基建背景下车电互联、虚拟电厂、动力电池梯次利用均成为热门话题。
中国储能市场累计装机规模比例(2000-2019)
A 新能源+储能：前途光明，问题仍存在
8月27日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》。根据征求意见稿，“风光水火储一体化”要侧重于电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能。
不仅如此，各地发布的《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》中，均提到优先支持“新能源配储能”平价项目。
风电、光伏等可再生能源具有不稳定性，发展储能可对冲这些不稳定性，有利于可再生能源的消纳。可再生能源项目配合储能，提高清洁电力利用成为大势所趋。
阳光电源股份有限公司副总裁兼光储事业部副总裁吴家貌在题为《全球储能经验分享及对国内市场的思考》的报告中分享了一组数字。中国可再生能源+储能并网2019年占比17%，今年占比为43%，提高了26%。风光储能成为我国储能市场发展的方向，在2019年和2020年第一季度，国内开发风光+储能已经达到1.4个吉瓦。
中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生认为高比例的可再生能源发展必将引发电力系统对于储能长期、持续的需求。
在保持对政策、市场乐观的同时，论坛上不少人也保持了警醒。吴家貌认为新能源配储能的模式目前在市场上仍然是一个“畸形儿”。因为目前储能成本比较高，受益较低；行业标准缺乏，制约产业健康发展；系统集成不专业，存在潜在风险；缺少盈利政策和市场机制，商业模式尚不成熟。
陈海生也提醒将配置储能作为可再生能源并网的前置条件，对于储能产业的健康发展也可能带来一些不利影响。“目前可再生能源发电进入平价阶段，在价格不占优势的情况下再上储能，增加投资成本，可能造成大多企业倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，而质量好、价格贵的储能产品拿不到市场份额，从而可能导致劣币驱逐良币，甚至使储能仅仅成为可再生能源优先并网的工具，而非一个促进风光发电并网消纳，助力可再生能源规模化发展、高质量利用的实实在在的手段，影响行业的健康发展”。
陈海生认为，只有解决了有效和有利两方面问题，可再生能源配储能才具备大面积推广的条件。“有效”指的是通过储能应能够实现可再生能源的优化利用，尽可能减少弃风弃光。“有利”指的是储能要有经济性，通过配置储能，使得发电厂得以优先调度，减少弃风弃光，保障电网安全运行，提高电能质量，这些收益最终高于储能的成本投入。
而要解决有效和有利两方面问题，实现储能产业健康发展，需要的则是储能技术、商业模式的成熟。
中国电化学储能市场累计装机规模(2000-2019)
B 技术渐入佳境 商业模式仍待探索
中国能源研究会常务副理事长史玉波在报告中提到，2020年6月底，中国已投运储能项目累计装机规模达到32.7吉瓦，占全球比重达17.6%。其中，新兴电化学储能发展速度非常快，累计装机规模达到1831兆瓦，与去年同期相比增长了53.9%。
宁德时代新能源科技股份有限公司副总裁谭立斌认为，近年来储能电池技术在使用寿命和高效率系统集成方面的进步，大幅度提升了储能系统全生命周期的效益，同时也给共享储能、分级利用等新的业务模式创造了可能性。
虽然技术和产品创新带来了储能系统性能提升和成本下降，大家仍然普遍认为储能行业要想获得大发展仍迫切需要从顶层设计出发，形成有效的商业模式。
以新能源配储能项目为例，它创造价值的路径主要包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。但是调度没有形成机制，辅助服务补偿缺少长效机制，政策保障仍存在不确定性。
从投资角度来说，收益存在不确定性，也就无法激发资本的信心和市场的活力。陈海生认为：“储能可以实现促进可再生能源消纳、保障电网安全、为用户峰谷套利、提供应急电源、提升电能质量等多重价值，但收益往往是单一的。储能干了多份工作，却只拿了一份工资，没有合理的市场价格机制，便无法真正体现出储能的价值。”
面对制约产业发展的这一瓶颈问题，史玉波建议，建立能够充分反映储能价值的市场化机制，合理科学评估储能配置规模和储能服务价值，充分利用储能资源为电力系统提供服务，针对市场化过渡阶段和全面市场化阶段分别设计市场规则，最终形成“谁受益，谁付费”的市场化长效机制。
国家能源局监管总监李冶提出，要完善电力市场机制。按照“谁受益谁承担”的原则，建立各类市场主体共同参与的电力辅助服务成本分摊和收益共享机制，明确各类储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场，为储能发展创造有利条件。他还建议，应完善储能调度运行机制，提升消纳能力。研究制定储能电站的调度运行规则，明确调度关系归属、功能定位和运行方式，健全调度运行监管机制，提升储能电站的利用效率，确保公平调度。
陈海生进一步解释，国家发展改革委、国家能源局等五部门2017年联合印发的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》中，已明确储能的独立市场主体身份。但一段时期以来，储能基本上仍然依附于发电、电网或用户进入市场。需要尽快出台具体的实施细则，确保它市场主体地位的落实。同时在电力体制改革和市场化建设中，需要区分不可控的可再生能源和可控的可再生能源之间的价格。随着可再生能源的规模化发展，电源的灵活性、可调度这一价值需要在电力市场中加以体现。
南方电网调峰调频发电有限公司技术中心总经理陈满也认为应建立更完备的电力市场体系，除了电能量现货市场外，可附加建立调频、调峰、清洁能源消纳、需求侧响应、黑启动等其他辅助市场体系，作为电能量市场的补充，两者互不覆盖，使得调节能力能够产生综合效力，从而解决储能商业模式出口的问题。
商业模式的探讨中，多位专家不约而同指出，储能要想解决商业模式的问题，仍要从根本回答自己能够创造怎样的价值，明确在电力系统中的定位，还应意识到，储能不仅可以为电力系统服务，还有非常多的细分市场值得挖掘，比如电动汽车等小型储能的衍生应用，虚拟电厂、与工业互联网的聚合等。同时，储能产业最需要做的仍然是像当年的光伏产业一样，降低成本。成本下降了，新能源配储能项目仍然能够实现平价上网，那么商业模式自然显现。
C 新基建为储能带来怎样的机遇
储能作为配合电力、光伏与电动汽车等诸多产业，未来将融合交通、通信与能源，在越来越多的应用场景展现价值。
中国工程院院士陈立泉在题为《储能与能源互联网》的主旨报告中提出，储能是能源互联网的基础。他分析了电动汽车、5G、大数据中心与储能的关系。陈立泉认为，电动汽车可以作为储能的方式，既消耗电能，又能作为储能装置来储存电，也能将电卖至电网。“如果北京有200万辆电动汽车的话，就可以把北京市的峰谷填平。”在“车电互联与虚拟电厂”论坛上，清华大学电机系副教授胡泽春提到，到2030年，全国电池资源集合起来可能是抽水蓄能量级的。
随着5G基站建设速度的加快，中国至少需要新建或改造1438万个基站，至少存在155亿瓦时电池的容纳空间。基站也可以存低谷电，所以5G基站也是很重要的一个储能装置。还有大数据中心，2018年，我国大数据中心的用电量已经超过了上海市全社会用电量，一个大数据中心既需要电，也需要储存电。
这些分布式资源，规模化后如何整合进电网，也成为论坛上聚焦的话题。尤其是车电互联，大家认为，随着电池技术的突破，电动汽车保有量的增加，通信技术的发展，电动汽车充电商作为虚拟电厂释放大规模电动汽车调控的潜力是有前景的。这需要电网端、车企、电池企业的有序合作。尤其是在标准制定上，接入电网前的功率控制、防误导保护等都需要加以界定。
动力电池梯次利用也成为论坛热门讨论话题之一。2013年前后，我国新能源汽车大规模推广应用，按照动力电池5到8年的使用寿命，2020年前后将迎来报废高峰期。数据显示，预计2020年底我国动力电池退役量将达到约25吉瓦时。退役电池如果不能妥善处理，可能对环境造成破坏，无序的二次利用可能造成安全隐患。
南方电网公司牵头的国家重点研发计划项目“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”，将为未来动力电池大规模梯次利用探索可行路径。该项目团队成员、南网科研院直流输电与电力电子技术研究所研究员雷博在《大规模梯次利用的挑战与总体方案初析》的报告中详细分析梯次利用的经济性，包括目前市面上三元电池、磷酸铁锂电池等的梯次利用价值。他认为，未来应进一步规范梯次电池货源市场，尽快完成电池回收、梯次产品要求类标准出台，增加在梯次利用储能系统监控与评价方面的标准编写。
原标题：储能的“春天”已经到来，但储能市场主体地位仍需进一步明确建立“谁受益、谁付费”市场化长效机制
作者：刘杰 来源：南方电网报 责任编辑：jianping
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