送春迎夏，谁来为储能买单？

送春迎夏，谁来为储能买单？揭东二手房 最近两三年，我国储能产业经历了过山车式的发展。 在2018年的高速增长之后，电化学储能市场在2019年遭遇“寒流”，新增装机规模下滑。而到了2020年，疫情影响之下的储能产业逆势增长。最新

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最近两三年，我国储能产业经历了过山车式的发展。

在2018年的高速增长之后，电化学储能市场在2019年遭遇“寒流”，新增装机规模下滑。而到了2020年，疫情影响之下的储能产业逆势增长。最新统计显示，截至2020年6月底，中国已投运电化学储能累计装机规模达到1831兆瓦，同比增长53.9%。

在近日举行的第九届储能国际峰会上，中国能源研究会储能专业委员会主任委员、中科院工程热物理所研究员陈海生表示：“我们对中国储能已进入‘春天’的判断没有变，但距离行业繁荣的‘夏天’，还需要一个逐步发展的过程。”

何时能进入夏天，取决于一个问题：谁来为储能买单。

春天已至

储能的价值何在？答案有很多。

我国的电源结构以火电为主，调控手段捉襟见肘，成为我国电力系统运行的最大风险。而储能装置可实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力；也可参与系统调频调压，提高电网安全稳定性。

2018年的市场爆发正是受到电网侧项目建设的拉动。为保障电网安全运行，以国家电网为首的大型能源企业在江苏、河南等地投运了百兆瓦级的电网侧储能项目。

“我们预测到2025年电力系统调节能力的缺口仍有8000万~1亿千瓦左右，而且主要集中在新能源富集的三北地区。”国家电力调度控制中心党委书记董昱说。

从2005年我国颁布《可再生能源法》之后，我国新能源发展步入快车道。截止到今年7月底，国网新能源装机累计达3.65亿千瓦时，装机占比22.9%，成为国家电网第二大电源。

新能源发电的不稳定性和波动性，对电网安全造成冲击，要从补充能源走向主体能源，就必须要具备可控制、可调度的性能。董昱表示，新能源超常规发展给电网安全稳定运行带来巨大挑战，这也正是储能的发展机遇。

但是，在新能源大发展的十年间，储能的发展却没有跟上步伐。2016年时，国家电网区域内新能源弃电量达到465亿千瓦时，并多次发生大规模集中脱网事件。

到了今年，国家发改委、能源局、科技部以及10余个省份和地区出台相关政策，要求新能源装机配置储能。阳光电源副总裁吴家貌透露，可再生能源+储能并网占比从2019年的17%增加至今年的43%，正在成为行业标配。

据国网能源研究院预测，我国新能源装机规模到2035年将超越火电成为主力电源，达到9亿千瓦。如果按平均10%的容量配置储能，可带来亿千瓦级的储能市场。

中国工程院院士陈立泉亦表示：“能源形势逼人，挑战逼人，使命逼人，我们一定要大力发展储能，构建能源互联网，保证能源安全。”

谁来买单

虽然政产学研用各方对储能的前景都持积极态度，但缺乏商业模式、无人为储能买单，却是困扰行业发展多年的“心病”。

“可能有点‘老生常谈’，但确实一直没有解决。”在第九届储能国际峰会上发言时，吴家貌一开口便道出了心中的无奈。

“国家出台的政策非常好，但储能在市场上其实是一个畸形儿。”吴家貌说。

他指出，从发电侧来说，谁为新能源储能付费并不确定；从电网侧来说，没有理清计价机制，政策也缺乏稳定性和可持续性；用户侧则收益单一，没有体现出储能真正的价值。

此外，吴家貌认为，储能产业还面临着非技术成本较高、标准缺失、系统集成设计能力参差不齐三大挑战。标准缺失会造成滥竽充数、鱼龙混杂的局面，对产业健康发展有致命影响；系统集成设计能力参差不齐则造成潜在安全风险；在成本方面，如果考虑高昂的非技术成本，短期内难以实现利用峰谷电价差套利的期望。

宁德时代新能源科技股份有限公司副总裁谭立斌则表示，就算成本再降低，对一些应用场景来说还是额外付出，因此，经济模型和商业模式是国内市场的最大问题。“市场成长需要顶层设计”他说。

2019年以来，在政策支持下，多个百兆瓦和吉瓦级储能项目启动或者落地。其中就包括总装机规模1250兆瓦的山东肥城压缩空气储能调峰电站项目，这也是全球首个吉瓦级压缩空气储能项目。

对于项目前景，作为技术提供方，陈海生表示：“最重要的还是商业模式。”

陈海生告诉《中国科学报》，储能作为一种全新的市场主体，必须打破目前依附于发电、电网或用户的状态，以独立储能电站的身份进入市场，才能得到合理的多方收益，真正繁荣发展。没有合理的市场价格机制，便无法真正体现出储能的价值，也就无法激发资本的信心和市场的活力。

“明确‘谁受益、谁承担’的原则，建立发电、电网、用户共同承担的合理的储能价格机制是当务之急。”陈海生说。

送春迎夏

对于探索商业模式的呼声，能源主管部门并非没有回应。

近年来，国家能源局联合国家发改委等有关部门共同印发了相关政策文件，落实了支持储能发展的具体措施。今年7月，国家能源局启动首批储能试点示范项目申报。李冶表示，希望通过组织筛选一批储能示范项目，促进储能发展规模化、标准化、市场化和产业化应用，培育具有市场竞争力的商业模式。

“作为能源行业的主管部门，国家能源局一直高度重视储能工作，并且和行业共同配合、积极探索。”李冶说。

青海省共享储能项目则是被业界寄予厚望的一次探索。据悉，该项目依托新能源大数据平台，建立储能与电网互动的数据共享网络，通过电量交易缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难。今年5月9号到8月16号，通过青海共享储能服务市场，整个青海三江源地区实现了连续100天完全使用绿色能源。

陈海生表示，储能产业在不断的实践中逐渐探索出了一些可行的商业模式，如共享储能、容量租赁、辅助服务等，这些模式下的储能单位造价下降，使用频率增加，尽管仍在夹缝中求生存，但表现出了顽强的生命力。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年6月底，中国已投运储能项目累计装机规模为32.7吉瓦，占全球的17.6%，同比增长4.1%，实现稳中有升。

“储能作为一个新兴行业，发展一定会有波动，但随着可再生能源在系统中的占比越来越高，电力系统对于储能长期、持续的需求是大势所趋。”陈海生预计，“十四五”期间，储能行业将逐步实现从商业化初期向规模化发展的转变，到“十四五”末期，或者稍晚一点的时间，光伏+储能或可在平价的水平上具有竞争力，迎来行业繁荣发展的“夏天”，并成为我国战略性产业和新的经济增长点之一。

“储能的价值是没有认识到吗？我认为不是看不到，而是大家都认为跟我没关系。”清华大学电机系教授夏清直言，建立科学的输配电市场，储能就能迎夏送春。

文章来源：中国科学报