储能“大爆发”关键在降成本、保安全、显价值

2022年9月7日，第十二届中国国际储能大会在杭州开幕。大会以“共创储能新价值，共建市场新格局”为主题，对储能行业的成本价格、商业模式、安全保障及发展前景展开了探讨。与会专家指出，辅助服务市场和峰谷电价机制需要进一步完善，充分发挥储能的调峰调频价值。同时，储能行业要继续探索安全保障技术，提高安全性。本届大会上，《南方能源观察》杂志社和中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合主办储能与电力市场专场（暨eo圆桌），集中研讨了储能与电力市场关系、共享储能等议题。

我国拥有全球最完备的光伏与锂电产业链，新能源装机量大，发展储能产业有得天独厚的优势。在“双碳”目标引领下，新型电力系统建设加速推进，电源结构加速清洁化。储能可以辅助解决新能源的随机性、波动性对电网的冲击，随着新能源装机规模的不断扩大，储能产业发展前景广阔。

南方电网能源发展研究院企业管理研究所副所长雷兵介绍，“十四五”期间，仅南方电网五省区就将新增新能源装机1亿千瓦以上。未来五年，我国将新增电化学储能装机规模近2673万千瓦，相关技术服务市场规模约800亿元。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2021年我国储能生产制造产业链日趋完善，市场规模达500-600亿元，比2020年增长120%以上；在研发创新领域，2019年、2020年和2021年储能行业研发强度分别达到12.6%、18.7%和15.6%。

以浙江省为例，“十三五”以来，浙江省新型储能发展速度较快，到2021年底全省累计建成新型储能电站31个，总装机规模7.6万千瓦，以电网侧储能为主。截至2022年7月，全省在推进的储能项目39个，装机规模达到303万千瓦，其中有11个项目2022年底投产，预计规模34.5万千瓦，2023年年底还有22个项目新建或扩建投产，规模将达到114.8万千瓦。

浙江省发展规划研究院副院长周世锋介绍，“十四五”期间的市场需求主要来自五个方面。一是全省电网的调峰需求。随着光伏渗透率以及空调负荷占比逐渐提高，全省的电网负荷由传统的双峰曲线（午间和晚间）向“鸭子型”曲线转变，午间高峰拉平，晚高峰增长趋势明显，电网调峰压力增大。预计到2025年，浙江全省在调峰领域需要储能装机300万千瓦以上。

二是特高压电网的需求。浙江省近1/4电力靠外省输入，“十四五”期间特高压电网建设继续推进，高压电网接入点附近有规模化新型储能需求。预计“十四五”期间大概需要储能100万千瓦左右。

三是常规火电厂配置潜力。新型储能调频具有速度快，短时功率吞吐能力强等特性，火-储联合调频已率先成为商业化领域之一，预计潜力达160万千瓦。

四是新能源配置的需求。随着风光等新能源装机的增长，储能辅助消纳新能源的需求增大，预计需要储能280万千瓦左右。

五是用户侧配置潜力。用户侧储能主要应用于工商业等用户，通过加装储能来节省容量电价，并通过峰谷价差获取收益。根据各类用户的电价水平、用电特性，按照市场化原则初步估算配置潜力，乐观情景下储能可以达到160万千瓦左右。

2020年底，中国储能系统成本突破了1.5元/瓦时的里程碑。中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙表示，这一里程碑被认为是储能行业的拐点。2010年以来，以锂离子电池为主流的储能电池成本持续下降，下降幅度超过了80%。

不过，2021年因上游原材料价格上涨，储能系统成本抬升了30%—50%左右。根据2022年中国化学与物理行业协会调研的情况，目前不同应用场景下招标价格在1.29—1.9元/瓦时之间。

中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司副总经济师马时浩认为，如果储能的规模和使用量进一步增长，成本自然也会往下降，但目前总体来讲，储能的成本压力仍然较大。

储能系统的建设成本约占总成本的83%，而电池成本占储能系统建设总成本的50%。电池成本能否下降成为储能发展的关键问题，而磷酸铁锂等原材料价格的变化是影响储能电池价格的主要因素。

平高集团有限公司党委委员、副总经理徐光辉提出，从储能系统的全运行周期考虑，长时储能和共享储能可能会成为解决储能成本问题的根本途径。他认为，长时储能能够提升储能热管理系统效率，电池充放次数可能会从当前的6000-7000次提升至12000次。

据徐光辉介绍，一般情况下电器设备的寿命可达40年，如果储能系统的电池充放次数能够达到12000次的话，那么系统寿命也会达到40年，这样就可以大大降低运行成本，不必在中途更换电池。

而共享储能也是提高储能系统的使用效率，降低全社会新能源成本的选项。雷兵指出，共享储能具有调度运行更高效，安全质量更可控，有利于促进储能成为独立辅助服务提供商等优势，能够推动源、网、荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率，有效提升高渗透率下电网的稳定特性和对新能源的消纳能力。

虽然我国电化学储能规模不断增加，但相比抽水蓄能，电化学储能仍存在累计装机发电容量低，造价高的缺点。电化学储能设备目前虽然在性能方面值得信赖，但在设备安全性、经济性和商业模式方面仍需不断探讨。中国南方电网公司特级专家郑耀东认为，在可预期的未来，抽水蓄能依然是储能的主力军。

价格机制和盈利模式，依旧是储能发展的主要矛盾。

郑耀东认为，目前新型储能发展面临缺规划、重示范、难运营、应用模式单一，价值作用发挥尚不充分等一系列挑战。电网侧储能商用困难，发电侧储能竞争激烈，盈利前景不确定，而用户侧储能模式单一，盈利空间有限。

刘彦龙指出，新型储能电站可作为市场主体参与各类电力市场，独立储能电站向电网送电，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。但根据具体的调峰补偿机制、保障调用时长，项目开发如何“算过账”，仍是当前储能电站开发商面临的难题。

除用户侧储能“削峰填谷”外，调峰、调频是储能的核心价值所在。国家电网河南省电力公司经济技术研究院研究中心副主任尹硕介绍，由于目前电力辅助服务标准变动频率过高，储能的收益不确定性较强。此外，储能调峰的经济性还有待储能成本进一步下降后才能逐步显现。

同时，储能在仅参与现货市场的情况下盈利也较为困难。2022年3月，山东省在国内率先推动四家独立储能电站参与现货交易。根据实际运行情况，目前山东日前现货交易高低价差约为0.5—0.6元/千瓦时。若按照每天两充两放来测算，在价差超过0.7元/千瓦时的时候，储能才能覆盖自身成本。

从代理购电工商业用户电价表来看，河南等省份工商业峰谷价差也在0.7元/千瓦时门槛值附近徘徊，盈利空间尚不明朗。

为疏导储能成本，近两年国家和地方政府相继出台了一系列措施，进一步完善峰谷电价机制和电力辅助服务市场规则。2021年7月，国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价差，规定系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3：1。

2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确独立储能可提供辅助服务，辅助服务费根据《电力辅助服务管理办法》按照“谁提供、谁获利，谁受益，谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

对于如何进一步完善峰谷电价机制，尹硕建议设计与电力供需平衡相适应的峰谷分时电价政策，根据近年来电力系统负荷特性、系统调节能力、电力供需状况等情况设计峰谷时段，适时拉大电力峰谷价差，并考虑设计季节性电价机制与尖峰电价机制。

他还提议鼓励独立储能电站与新能源企业积极探索新的商业合作模式，比如双方协商确定电力辅助服务收益分配比例，并写入租赁协议等。

安全性是储能发展的生命线，只有安全性得到更好的保障，储能行业才能有更好的发展。

欧盟科学院院士、中国科学技术大学教授孙金华总结了储能在安全技术方面需要守住的三道防线：一是电池的本体安全；二是使用过程安全；三是消防安全。

除了从材料的角度提高电池本身的安全性外，还需要发展故障诊断技术。同时要发展高效的灭火技术，在火灾初期就能够有效控制住火势。孙金华介绍，要提高灭火的效率，就需要在发生火灾时迅速灭火，然后持续给电池降温，防止电池复燃。

不过，孙金华也指出，目前全球范围内，电池簇的火灾特性以及火蔓延特性等问题还没有成熟的解决方案。

在不断提升锂电池安全性的同时，业界也在不断寻找锂以外的原材料。镁电池是一个可能的选择，中国工程院院士、重庆大学教授潘复生提出，相比于锂，镁资源非常丰富，成本较低、安全性较高、燃料密度与锂电池相当。目前，镁电池发展时间仍较短，未来具有较大的发展潜力。