吳家貌

（陽光電源副總裁兼光儲事業部副總裁）

“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”，意味著今后較長時期，我國電力清潔化必須提速，以風電和光伏發電為主的新能源將迎來加速發展。

作為高比例可再生能源的關鍵支撐技術，儲能在促進全球電力低碳轉型進程中不可或缺，尤其在可再生能源占比越來越高的電力系統中，儲能將發揮越來越重要的作用。

但是儲能產業面臨歷史性機遇的同時，如何實現儲能與新能源乃至電力系統的深度融合，不管在頂層設計、市場機制還是在具體產業層面的降本增效上，都面臨不小的挑戰。

一、國際儲能發展情況

盡管受到新冠肺炎疫情影響，但全球儲能產業仍保持高速增長勢頭。根據彭博新能源財經的預計，2020年全球儲能市場規模將從2019年的3.3GW/6.5GWh增至4.6GW/9.4GWh，創下新的紀錄。其中“可再生能源+儲能”這一應用場景正在快速發展，市場份額預計由2019年的59%提升至71%。

在全球主要儲能應用國家，“光伏+儲能”幾乎成為標配。投資商在大型地面電站加入儲能，不僅可以對電網進行調峰調頻，提高電網穩定性和電網線路利用率，還可以平滑光伏出力以減少對電網的沖擊。

為促進新能源消納、提升電力系統靈活性，英、美、德、日等國家通過立法給予儲能相應的身份，可以根據其自身資源的技術特點，設計不同的報價參數充分考慮儲能的技術與物理特性，讓其參與電能量、容量、輔助服務等不同品種交易，多種手段鼓勵儲能參與電力市場。

二、我國儲能產業面臨的主要問題

隨著我國經濟轉型、綠色能源快速發展和能源供給側結構性改革不斷深化，我國的儲能發展需求正在日益擴張，儲能產業的快速發展已經成為必然。

截至目前，我國風電、光伏裝機均超過2.3億千瓦，安徽、湖南、青海等多地均在探索儲能等靈活調節資源促進新能源消納的新機制，已有17個省份出臺了新能源配套儲能及新能源場站一次調頻的相關政策。但是，盈利模式缺乏、成本高、標準不完善、系統集成不專業的問題較為突出。

一是政策缺少長效機制，收益存在很大不確定性。與國外相比，我國的現貨市場仍然以發電側單邊交易為主，價格信號無法傳導到用戶側形成有效激勵引導，從而造成商業模式無法形成閉環。

目前“可再生能源+儲能”成本主要由新能源開發商來支付，獲得收益存在局限性。按照“誰受益、誰付費”原則，新能源企業并不是唯一的受益主體，權責并不對等，儲能低價惡性競爭激烈。

雖然各地出臺了一些輔助服務政策，但交易品種單一，難以覆蓋儲能投資成本。有些地方政策沒有長效機制，甚至“朝令夕改”，儲能投資面臨較大的風險，不利于行業長遠發展。

二是技術和非技術成本高，儲能電站成本居高不下。2020年儲能的度電次成本在0.5元左右，按照目前的儲能系統度電成本，距離規模應用的目標度電次成本0.3~0.4元還有不小差距。

一方面由于儲能尚未實現規模化應用，儲能的技術成本較高；另一方面，國內儲能電站開發、土地、接入、并網驗收、融資等無形拉高了儲能投資成本，非技術成本已經成為制約行業發展的主要因素之一。

三是標準體系尚未形成，影響行業快速健康發展。儲能標準涉及設計、運輸、安裝、驗收、投運、運維、災后處理、電池回收等多個環節，儲能系統標準體系不完善，無法保證儲能產品質量與安全，直接影響儲能產業健康、快速發展。

目前系統集成設計、EMS、BMS、日常管理技術等儲能相關標準全部處于空缺狀態，儲能系統并網驗收標準也不夠完善。部分地區要求光伏強制配備儲能，但電網公司并沒有明確儲能如何參與調度，以及調度的頻次，充放電次數、放電深度多少算合格，標準的缺位造成了當前儲能系統門檻不一的局面。

四是系統集成設計參差不齊。儲能集成系統是一個多學科、多領域的技術領域，包括了系統控制、電氣安全、直流側管理、設備優化匹配、電池健康及安全聯動保護管理等，無論哪個部分出現短板，都會影響整個系統，儲能系統如何做到高安全、低成本、智能化和模塊化，是目前儲能產業亟待解決的問題。

目前行業存在以動力電池代替儲能電池、非專業集成，堆砌化的“系統拼湊”、非一體化設計、未全面測試驗證等行業亂象，不僅造成系統效率低下，還會暗藏安全隱患。

三、相關產業發展建議

“碳達峰”和“碳中和”的目標下，要實現凈零碳排放，能源供應基本上要通過電力替代來實現，以風電、光伏為主的可再生能源電力為增量主體。

儲能的規模化發展有利于推動可再生能源大規模的應用，更有利于推進我國在全球新一輪能源技術革命和產業變革中搶占先機。

但只有技術支持并不足以支撐可再生能源產業發展，市場政策支持也很重要。從長遠來看，我國發展儲能的技術路線、商業模式以及發展路徑跟歐美國家不一樣，其中最大問題在于電力體制改革推進的進程和速度并不確定。因此，需要從頂層設計上統籌儲能產業的發展，建設更為健全的運行機制與電力市場機制，通過政策調整打通儲能多重應用，加速儲能商業化進程。

一是加快建立儲能技術及應用標準體系。制定發布儲能系統級的設計、安裝、并網性能評價標準，建議參考UL9540、NPFA855、VDE2510、IEC62933等相關標準；完善儲能電站的并網規范標準要求，統一“新能源+儲能”的電站設計要求；盡快完善儲能電站的調度規范標準要求，為儲能接入電網，更好地支撐電網系統打下基礎。

在儲能電站并網驗收方面，對于儲能系統并網驗收建議綜合考慮儲能系統特性，建議參考南方電網驗收標準建立嚴格的驗收測試規范并嚴格執行；在儲能系統并網驗收中，建議明確儲能系統中關鍵參數以及驗收集體實施標準和方法；加強儲能系統的可調度性能測試，確保儲能系統更好地支撐電網運行的穩定性。

二是推動1500V等高效技術大規模應用。目前光伏電站采用1500V系統電壓較為普遍，但國內儲能系統多采用1000V電壓等級，技術先進性有待提升。目前德國等海外市場大規模應用1500V儲能解決方案，占比超過80%，技術已非常成熟。儲能系統提升至1500V電壓后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系統成本降低5%以上，系統效率提高0.3%以上，降本增效效果十分明顯。

四是制定儲能電價政策。逐步建立終端峰谷電價動態調整機制，在有條件的地區加快探索儲能容量電費機制，試點儲能容量市場。在此基礎上，可以重點培育“第三方獨立輔助服務提供者”市場角色；探索、試點輔助服務參與方從發電側延伸至用戶側的新機制。

五是明確獨立儲能設施并網、接入方式，允許其作為獨立市場主體開展運營。當前儲能系統主要運營方式是與發電機組聯合，從系統整體看作為發電企業的一部分，利用調頻、調峰等功能獲益。相比國外，我國當前儲能系統缺乏作為獨立市場主體運營實踐，限制了儲能技術的靈活應用，不利于從全系統角度優化配置和調用儲能。建議不同容量的獨立儲能站，可接入不同電壓等級，希望得到公平調度和公平報價。

六是建議各省區政策保持穩定性和可持續性。一些省份電力輔助服務政策頻繁調整，給整個產業的投資帶來了較大的風險。在儲能技術還尚未充分驗證和迭代的情況下，企業和市場的關注點被迫過早地轉移至政策風險上，頻繁的政策變動讓投資者都在追求“快進快出”，不利于行業的長遠發展。

（原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年12月25日第49、50期）