【储能】储能不想当“摆设”，还有哪些坎儿要迈？
“‘十四五’期间，我国电化学储能累计装机规模在保守场景下估计将达3500万千瓦，极有可能达到5500万千瓦。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华近日对行业未来作出乐观预测。实际上，经过10余年发展，作为我国能源结构调整的关键支撑技术，储能战略定位已得到广泛认可，规模化发展需求十分迫切。
截至目前，我国已有超过20个省份发布新能源配置储能政策，要求比例在5%～20%之间，时长1～2小时。“新能源鼓励或强制配储政策成为行业发展驱动力。” 俞振华说。上半年，国内新增新型储能项目257个，储能规模1180万千瓦，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。大规模储能项目明显增多，百兆瓦级以上规模的项目超过34个，是2020年同期的8.5倍。 其中，以锂离子电池为代表的电化学储能占据主导，新增储能项目辐射27个省份，新能源发电侧装机占比超过50%。国家电网调度控制中心高级工程师裴哲义分析认为，电化学储能在各环节已有应用，青海、新疆主要用于电源侧可再生能源消纳；江苏、河南、湖南、辽宁主要应用于电网侧辅助服务；山西、广东、河北主要应用于电源侧火电联合调频；沿海经济发达地区主要为用户侧削峰填谷、需求响应。 储能产业快速发展，离不开政策扶持。今年，国家层面密集出台一系列政策文件，从项目管理、规划引领、市场设计、价格机制等角度，为储能行业发展营造了良好环境。尤其是7月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，到2025年，累计装机规模达3000万千瓦以上。在俞振华看来，该文件作为“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，给行业发展服下“一颗定心丸”。
· 政策是主要驱动力 ·
截至目前，我国已有超过20个省份发布新能源配置储能政策，要求比例在5%～20%之间，时长1～2小时。“新能源鼓励或强制配储政策成为行业发展驱动力。” 俞振华说。上半年，国内新增新型储能项目257个，储能规模1180万千瓦，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。大规模储能项目明显增多，百兆瓦级以上规模的项目超过34个，是2020年同期的8.5倍。 其中，以锂离子电池为代表的电化学储能占据主导，新增储能项目辐射27个省份，新能源发电侧装机占比超过50%。国家电网调度控制中心高级工程师裴哲义分析认为，电化学储能在各环节已有应用，青海、新疆主要用于电源侧可再生能源消纳；江苏、河南、湖南、辽宁主要应用于电网侧辅助服务；山西、广东、河北主要应用于电源侧火电联合调频；沿海经济发达地区主要为用户侧削峰填谷、需求响应。 储能产业快速发展，离不开政策扶持。今年，国家层面密集出台一系列政策文件，从项目管理、规划引领、市场设计、价格机制等角度，为储能行业发展营造了良好环境。尤其是7月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，到2025年，累计装机规模达3000万千瓦以上。在俞振华看来，该文件作为“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，给行业发展服下“一颗定心丸”。
· 商业模式困境突出 ·
如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。以发展最为迅速的电化学储能来说，当前的商业模式主要分为几类：用户侧以峰谷电价差套利；电源侧与火电和新能源一起参与辅助服务，增加新能源电站增发电量；电网侧通过租赁储能电站赚取收益。 “大家最关心储能的商业模式。”在裴哲义看来，电化学储能布局灵活、响应速度快、能量效率高，是未来发展方向。他建议，深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，进一步完善储能运行商业模式。 中国广核新能源控股有限公司科技创新中心主任汤建方认为，独立储能电站或是行业未来发展的理想选择，其成本边界更为清晰，新能源开发商参与意愿更强。
· 安全和降本是前提 ·
