實際上，經過10余年發展，作為我國能源結構調整的關鍵支撐技術，儲能戰略定位已得到廣泛認可，規模化發展需求十分迫切。

 

政策是主要驅動力

 

截至目前，我國已有超過20個省份發布新能源配置儲能政策，要求比例在5%-20%之間，時長1-2小時。“新能源鼓勵或強制配儲政策成為行業發展驅動力。” 俞振華說。上半年，國內新增新型儲能項目257個，儲能規模1180萬千瓦，分別是2020年同期的1.6倍和9倍。大規模儲能項目明顯增多，百兆瓦級以上規模的項目超過34個，是2020年同期的8.5倍。

 

其中，以鋰離子電池為代表的電化學儲能占據主導，新增儲能項目輻射27個省份，新能源發電側裝機占比超過50%。國家電網調度控制中心高級工程師裴哲義分析認為，電化學儲能在各環節已有應用，青海、新疆主要用于電源側可再生能源消納；江蘇、河南、湖南、遼寧主要應用于電網側輔助服務；山西、廣東、河北主要應用于電源側火電聯合調頻；沿海經濟發達地區主要為用戶側削峰填谷、需求響應。

 

儲能產業快速發展，離不開政策扶持。今年，國家層面密集出臺一系列政策文件，從項目管理、規劃引領、市場設計、價格機制等角度，為儲能行業發展營造了良好環境。尤其是7月，國家發改委、國家能源局聯合印發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展的轉變，到2025年，累計裝機規模達3000萬千瓦以上。在俞振華看來，該文件作為“十四五”時期的第一份儲能產業綜合性政策文件，給行業發展服下“一顆定心丸”。

 

商業模式困境突出

 

盡管前景明朗，但當前不少儲能項目面臨著淪為“擺設”的尷尬現狀。某新能源項目開發商向記者坦言，在新能源配儲政策要求面前非常被動，“硬扣在我們頭上，無形中增加了企業10%到20%的成本。”

 

俞振華指出，相對水電、燃氣輪機等傳統機組，儲能在高頻短時調頻服務、提升傳統電力系統靈活性方面的優勢明顯，但其參與電力服務、降低系統成本的價值尚未完全得到市場認可。

 

“項目配套儲能后，很多業主卻不知道如何用，儲能建設要求、配儲并網細則等內容并不明確。”江蘇海基新能源董事長余峰認為，新能源配置儲能更多是應付電網并網要求，企業為了不斷壓縮成本，導致產品質量參差不齊。長遠來看，并不利于儲能行業健康發展。

 

如何讓新能源配儲產生價值，讓行業從政策驅動演變為市場驅動是破解問題的關鍵。以發展最為迅速的電化學儲能來說，當前的商業模式主要分為幾類：用戶側以峰谷電價差套利；電源側與火電和新能源一起參與輔助服務，增加新能源電站增發電量；電網側通過租賃儲能電站賺取收益。

 

“大家最關心儲能的商業模式。”在裴哲義看來，電化學儲能布局靈活、響應速度快、能量效率高，是未來發展方向。他建議，深入研究儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場的市場主體定位、價格形成機制和交易模式，通過建立市場機制，創新開展儲能調峰輔助服務以及參與新能源消納市場化交易，進一步完善儲能運行商業模式。

 

中國廣核新能源控股有限公司科技創新中心主任湯建方認為，獨立儲能電站或是行業未來發展的理想選擇，其成本邊界更為清晰，新能源開發商參與意愿更強。

 

安全和降本是前提

 

隨著新能源裝機占比不斷提升，儲能規模化也迎來大機遇。在業內人士看來，當前儲能行業亟需做好兩件事——確保安全和降低成本。

 

中科院物理研究所研究員李泓認為，規模化儲能要達成一些硬指標，要做到本質安全，在運輸、安裝甚至突發系統事故時不起火爆炸。通過持續技術攻關，度電成本低于0.2元，實現吉瓦時級儲能電站。重點突破長時間儲能技術，單次能量存儲和釋放可以大于4小時，發展8-10小時以上儲能技術，系統能量轉換效率高于90%。

 

安全是行業發展的前提。在過去一年里，全球范圍內發生過多起儲能火災事故。對此，裴哲義建議，要加快制定和完善電化學儲能電站消防安全有關標準，及時總結現有儲能電站并網運行經驗，針對出現的電池模塊缺陷、BMS缺陷、充放電時間、充放電功率達不到設計值、電池一致性等問題，提出改進措施。

 

值得一提的是，今年8月，國家發改委、國家能源局聯合印發了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，要求綜合考慮經濟性、規模大小和技術成熟程度，由發電企業通過市場化方式自主決定和選擇，以市場化方式實現調峰和儲能能力配置，有利于儲能行業高質量發展。