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在新能源更大規模發展毋庸置疑的背景下，儲能的廣闊前景已經成為共識。但除了更多政策的支持，尚處于競爭初期的儲能行業或許更需要由內而外的自我革新。
文 | 武魏楠
近日，連續高溫讓全國多個地區的電網再度突破歷史最高負荷。部分地區甚至出現了許久未見的分區停電情況。對于能夠削峰填谷的儲能，大眾再度發出了強烈的呼吁。
在明確中國將要建立以新能源為主體的新型電力系統之后，如何平衡高比例新能源給電網帶來的波動就一直是熱議的焦點。在《能源》雜志主辦的“第二屆風光儲創新發展論壇”上，中國工程院院士杜祥琬就提出，儲能技術是未來能源系統具備柔性、包容性和平衡功能的關鍵節點。“電化學儲能技術進步的速度很快，占比越來也多未來很可能成為儲能的主力。”
國家能源局在《加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》提出了新型儲能跨越式發展目和保障措施，在《2021年能源工作指導意見》提出要推動新型儲能產業化、規模化示范。目前地方層面已有13個省份相繼出臺配置儲能政策。預計十四五末裝機達到3000萬千瓦，2030年裝機需求突破1億千瓦，有望超過抽蓄。
歷經波折儲能似乎終于迎來了發展的曙光。但收益不確定、安全隱患難消、行業洗牌尚未進行、與電網融合不明確……等等一系列問題依然是橫亙在儲能爆發式發展前的最大阻礙。
期待“自我輸血”
從理論上來說，電化學儲能的商業模式根據儲能所處位置不同而有所區別。用戶側儲能可以通過峰谷差套利，光儲一體化增加效益；電源側儲能可以與火電和新能源電站一起參與輔助服務，與新能源電站一起增發電量；獨立儲能電站除了上述模式外，還可以通過容量電價獲得收益。
就在高溫席卷全國多數地區的時候，安徽省發改委官網發布了《關于試行季節性尖峰電價和需求響應電價的通知（征求意見稿）》，提出試行季節性尖峰電價，冬季和夏季期間，在日最高氣溫≥36℃或日最低氣溫≤-5℃時，全省工商業電力用戶電價在高峰電價基礎上每千瓦時上浮0.072元。這也就意味著最高峰谷電價差可超0.7元。
但目前除了峰谷價差的盈利模式在國內還有相對明確的計算方式，輔助服務市場和容量市場在國內要么是不成熟，要么就是完全不存在。
禾望電氣集團總部營銷部總經理崔少森告訴《能源》雜志記者，儲能最直接的問題就是缺乏盈利模式。“現在各地陸續出臺了新能源配套儲能的政策。政策要求新能源項目配套儲能也從側面反映出儲能沒有成熟合理可行的市場運作機制，也就沒有盈利模式。”
由于沒有盈利模式，新能源配套的儲能也就無法實現“自我輸血”。那么對于新能源開發商業主來說，儲能只能算成是固定資產的一部分。既然是固定資產，那么就是價格越低越好。
據儲能行業相關企業介紹，2020年初的儲能系統EPC中標價格還在2.5元/Wh左右。到2021年中，中標價格已經降至1.5元/Wh以下。去年底甚至出現了1.06元/Wh的儲能報價。
4月16日12時許，北京集美家居大紅門的儲能電站起火，14時15分許，電站北區在毫無征兆的情況下突發爆炸，導致2名消防員犧牲，1名消防員受傷，電站內1名員工失聯。
目前這一起儲能電站安全事故的原因還沒有官方解讀。但據不愿具名的相關儲能人士介紹，在新能源電站的配套儲能項目中，安全事故并非沒有發生過。其中還有部分事故與產品質量直接相關。
在產業發展的過程中，安全事故很難完全避免。但對于希望健康發展的產業來說，在安全事故中吸取教訓，及時總結經驗、完善規章制度和行業標準是更加重要的事情。
提高系統站位
除了盈利模式和安全標準，實際上儲能距離大規模的發展還缺失了其他內容。由于還處在價格競爭的初級階段，很多系統集成商對于儲能與電網的配合。
“由于目前的新能源配儲項目由于只是單純給業主增加投資成本，除了低價中標之外，系統集成商也不會過多地考慮儲能與新能源及電網的配合問題。”崔少森說，“如果未來儲能可以參與交易或者用其他方式盈利，系統功能、設計上的缺失都有可能會減少項目的預期收益。”
以無功功率補償為例，其作用是在電力系統中調節電網的功率因數及供電效率，改善供電環境。當功率因數低于0.9時，將會對業主實行罰款。
“新能源項目大多配備了SVG無功補償裝置。但實際上儲能系統可以完全滿足無功補償的需求。也就是說如果配備了儲能，那么電站的SVG就不再需要了。但現在更多的實際情況是即便是配備儲能的電站，還是會重復建設SVG。這部分投資就是重復建設。讓儲能或者說光伏+儲能的投資回收更加漫長。”
對于還處于價格戰階段的儲能行業來說，搶占更多市場份額或許是更加迫在眉睫的目標。但如果不能充分考慮未來與電網、用戶等電力系統其他單元的配合，儲能——尤其是電化學儲能——的發展可能會遭遇更多的波折。
除了電化學儲能，抽水蓄能、熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能……等先進儲能技術都是當前研究的重點。多種儲能形式的創新發展路線圖，已經逐漸明晰，不同特點和適宜容量的儲能環節都有明顯應用場景。
在行業一致期盼更合理的支持政策之外，儲能行業或許也需要一場完善自身的內部革新。
文 | 武魏楠
近日，連續高溫讓全國多個地區的電網再度突破歷史最高負荷。部分地區甚至出現了許久未見的分區停電情況。對于能夠削峰填谷的儲能，大眾再度發出了強烈的呼吁。
在明確中國將要建立以新能源為主體的新型電力系統之后，如何平衡高比例新能源給電網帶來的波動就一直是熱議的焦點。在《能源》雜志主辦的“第二屆風光儲創新發展論壇”上，中國工程院院士杜祥琬就提出，儲能技術是未來能源系統具備柔性、包容性和平衡功能的關鍵節點。“電化學儲能技術進步的速度很快，占比越來也多未來很可能成為儲能的主力。”
國家能源局在《加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》提出了新型儲能跨越式發展目和保障措施，在《2021年能源工作指導意見》提出要推動新型儲能產業化、規模化示范。目前地方層面已有13個省份相繼出臺配置儲能政策。預計十四五末裝機達到3000萬千瓦，2030年裝機需求突破1億千瓦，有望超過抽蓄。
歷經波折儲能似乎終于迎來了發展的曙光。但收益不確定、安全隱患難消、行業洗牌尚未進行、與電網融合不明確……等等一系列問題依然是橫亙在儲能爆發式發展前的最大阻礙。
期待“自我輸血”
從理論上來說，電化學儲能的商業模式根據儲能所處位置不同而有所區別。用戶側儲能可以通過峰谷差套利，光儲一體化增加效益；電源側儲能可以與火電和新能源電站一起參與輔助服務，與新能源電站一起增發電量；獨立儲能電站除了上述模式外，還可以通過容量電價獲得收益。
就在高溫席卷全國多數地區的時候，安徽省發改委官網發布了《關于試行季節性尖峰電價和需求響應電價的通知（征求意見稿）》，提出試行季節性尖峰電價，冬季和夏季期間，在日最高氣溫≥36℃或日最低氣溫≤-5℃時，全省工商業電力用戶電價在高峰電價基礎上每千瓦時上浮0.072元。這也就意味著最高峰谷電價差可超0.7元。
但目前除了峰谷價差的盈利模式在國內還有相對明確的計算方式，輔助服務市場和容量市場在國內要么是不成熟，要么就是完全不存在。
禾望電氣集團總部營銷部總經理崔少森告訴《能源》雜志記者，儲能最直接的問題就是缺乏盈利模式。“現在各地陸續出臺了新能源配套儲能的政策。政策要求新能源項目配套儲能也從側面反映出儲能沒有成熟合理可行的市場運作機制，也就沒有盈利模式。”
由于沒有盈利模式，新能源配套的儲能也就無法實現“自我輸血”。那么對于新能源開發商業主來說，儲能只能算成是固定資產的一部分。既然是固定資產，那么就是價格越低越好。
據儲能行業相關企業介紹，2020年初的儲能系統EPC中標價格還在2.5元/Wh左右。到2021年中，中標價格已經降至1.5元/Wh以下。去年底甚至出現了1.06元/Wh的儲能報價。
4月16日12時許，北京集美家居大紅門的儲能電站起火，14時15分許，電站北區在毫無征兆的情況下突發爆炸，導致2名消防員犧牲，1名消防員受傷，電站內1名員工失聯。
目前這一起儲能電站安全事故的原因還沒有官方解讀。但據不愿具名的相關儲能人士介紹，在新能源電站的配套儲能項目中，安全事故并非沒有發生過。其中還有部分事故與產品質量直接相關。
在產業發展的過程中，安全事故很難完全避免。但對于希望健康發展的產業來說，在安全事故中吸取教訓，及時總結經驗、完善規章制度和行業標準是更加重要的事情。
提高系統站位
除了盈利模式和安全標準，實際上儲能距離大規模的發展還缺失了其他內容。由于還處在價格競爭的初級階段，很多系統集成商對于儲能與電網的配合。
“由于目前的新能源配儲項目由于只是單純給業主增加投資成本，除了低價中標之外，系統集成商也不會過多地考慮儲能與新能源及電網的配合問題。”崔少森說，“如果未來儲能可以參與交易或者用其他方式盈利，系統功能、設計上的缺失都有可能會減少項目的預期收益。”
以無功功率補償為例，其作用是在電力系統中調節電網的功率因數及供電效率，改善供電環境。當功率因數低于0.9時，將會對業主實行罰款。
“新能源項目大多配備了SVG無功補償裝置。但實際上儲能系統可以完全滿足無功補償的需求。也就是說如果配備了儲能，那么電站的SVG就不再需要了。但現在更多的實際情況是即便是配備儲能的電站，還是會重復建設SVG。這部分投資就是重復建設。讓儲能或者說光伏+儲能的投資回收更加漫長。”
對于還處于價格戰階段的儲能行業來說，搶占更多市場份額或許是更加迫在眉睫的目標。但如果不能充分考慮未來與電網、用戶等電力系統其他單元的配合，儲能——尤其是電化學儲能——的發展可能會遭遇更多的波折。
除了電化學儲能，抽水蓄能、熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能……等先進儲能技術都是當前研究的重點。多種儲能形式的創新發展路線圖，已經逐漸明晰，不同特點和適宜容量的儲能環節都有明顯應用場景。
在行業一致期盼更合理的支持政策之外，儲能行業或許也需要一場完善自身的內部革新。
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