第九届动力电池应用国际峰会（CBIS2024）
向新·融合——开创产业合作新时代
2024年11月18日-20日 中国·上海
主办单位：中国化学与物理电源行业协会
电池中国网
承办单位：动力电池应用分会
壹能（北京）网络科技有限公司
撰稿丨电池中国
新型储能眼下处于高速发展期，装机稳步增长、利用水平逐步提升，有效支撑电力系统稳定运行和可靠供应。与此同时，行业同质化竞争泛滥，低价内卷严重，商业模式及支撑体系不健全等问题亟待解决。
11月8日，在河北沧州举行的“零碳能源与绿色工业创新论坛”圆桌对话环节，围绕“求解新型储能可持续商业模式”这一话题，来自科研机构、电网、发电企业、储能等领域代表从不同视角展开交流，密集输出高价值观点，为储能产业的发展贡献新思路、新模式。圆桌对话环节由中国化学与物理电源行业协会动力电池应用分会秘书长/电池中国网CEO张雨主持。作为构建新型电力系统、建设新型能源体系的重要支撑，新型储能行业今年以来发生了哪些明显的变化？首先，储能已由“沉默资产”逐渐发展为刚需。在中国电机工程学会会士来小康看来，新型储能行业近年来发生的最大变化就是：项目已从原来强配时的沉默资产，变为现在高频调用的资产，储能配置时长也从2h过渡到4h为主，说明刚性需求已经开始体现，这是非常积极的信号。据电池中国统计，河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10多个省（市区）已明确提出配置4h以上长时储能。从电网角度出发，国网河北电力调度控制中心现货交易处处长吕昊指出，电网运行对储能这类调节电源的建设需求已非常迫切。以河北南网为例，到今年10月底，新能源装机容量达到3930万千瓦，占比达到54%，已成为第一大电源；新能源发电量占到25%，新能源的日出力波动最高达到2000万千瓦。在未来的两到三年内，河北南网的独立储能会迎来巨大的发展机遇。其次，伴随储能被真正“用起来”，其安全问题也变得越来越重要。一方面，储能安全问题开始暴露，仅今年9月，有公开报道的储能起火事故就高达8起，给整个行业敲响了警钟。针对安全问题，广东新型储能国家研究院有限公司储能全过程安全研究所总经理易斌表示，先前很多储能项目都是示范试点，并未接受并网调度或真正运行。随着运行的增加，能监、工信、发改等部门对于储能电池的可靠性、安全性方面的担忧较大。尽管近年来无论是电芯、系统集成、并网技术手段，还是政策标准等方面已完善很多，但还不足以支撑规模化发展的需求，仍需要产业链的高度重视。第三，电价政策方面，多地出台了有利于储能的政策。吕昊表示，从去年开始，河北省针对独立储能制定了峰谷价差、容量租赁、容量补贴三管齐下的政策，以提高储能项目的可盈利性。比如允许储能作为独立的主体参与中长期市场和现货市场，在电量的峰谷价差方面，目前河北南网达到0.5元/kWh以上，同时还制定了独立储能容量租赁机制，在交易平台上为储能和新能源牵线搭桥，平均每千瓦每年达到200-400元的量级。河北省还建立了独立储能先行先试的补偿机制。在这个机制下，独立储能能够获得50-100元每千瓦每年的容量补贴。作为储能企业代表，远景储能产品与解决方案总经理郑汉波切身感受到，一些地方的利好政策让储能项目具备盈利条件。据郑汉波介绍，远景储能在山东滨州投建的200MWh的储能项目已实现盈利；在江苏射阳，其投资有250MW/500MWh的储能项目，实现40天盈利4000万元的创新模式；在内蒙古，远景储能还有五个400MWh项目在建，预计也将能实现盈利。在郑汉波看来，除了当地利好政策支持，项目盈利还得益于远景自研的交易平台，可通过人工智能准确预测电价的高低，准确率接近90%。1600GWh储能大市场前夕
“经济性”难题仍需多方发力
当前，在“双碳”目标的引领下，全球可再生能源发展迅速，以光伏、风电为代表的新能源装机持续提升，带动储能产业迎来大发展。从市场规模看，远景动力中国区总裁赵卫军在主旨演讲环节预测，到“十五五”末，国内基本每年都将增加300GWh储能需求，到2030年，中国新增储能需求空间将达到1600GWh。毋庸置疑，全球储能产业即将迎来“大爆发”。但不容忽视的是，经济性依然是当前新型储能行业最大的痛点。一方面，目前储能电芯价格已进入“0.3元/Wh时代”，对比年初下跌近三分之二；储能系统价格全面迈入“0.5元/Wh时代”，较年初下降约二分之一，行业陷入价格“内卷”的泥潭。另一方面，新型储能项目盈利模式还仅局限在有限的场景下，并未形成可复制的商业模式，多数项目处于亏损境地，或在盈亏平衡点挣扎。这主要是因为储能项目的收益来源有限，且存在一定的不确定性，如容量租赁费水平偏低、现货市场或辅助服务市场收益不理想，以及储能项目成本较高，导致盈亏平衡难以保证等。新型储能的“经济性”难题亟待被破解。圆桌对话中，多位专家提及政策层面发挥规划引领作用的重要性。来小康指出，在行业成长初期，各种政策可以起到引导功能的效果，但要真正形成商业模式，需要重新定位电力市场设计、电价形成机制，重构电力市场理论基础和交易规则。传统的以化石为主的设计理论已不适应高比例新能源电力系统，原来的电力系统中没有“储”这个环节，电价中还要有其他因素的考量，包括兜底。“谁受益谁付款”执行起来不容易，来小康直言，这一环节的短板要尽快弥补。易斌认为，电源侧、电网侧等细分场景，是比较宽泛的场景，需求定位不清晰，影响到了对于储能的盈利模式、相关的市场交易品种的限制。储能的需求场景还需要进一步地梳理与细化，只有在新能源发电与负荷变化的具体需求场景中，储能的价值才能得以发挥。对于储能的“兜底”作用，郑汉波指出，远景储能在江苏射阳的储能项目，最大的好处并不在于赚了多少钱，而是帮助江苏省在负荷大幅增加的情况下，没有拉闸限电，企业顺利生产经营，这才是最重要的。”储能作为电网的“稳压器”，需要政府、企业等各方共同的努力，才能把新型电力系统构建好，企业也能够盈利，实现双赢。此外，加速技术创新也将有利于储能项目更好地实现盈利。当前，锂离子电池、固态电池、液流电池、压缩空气储能等多种储能技术路线百花齐放。新兴绿色能源与新材料研究院院长陈永峰指出，每种技术都有各自的特点，适用于不同场景，可以通过进一步挖掘细分的场景需求，发挥储能技术的各自特长，协调整体电力系统的构建。因此需要各家平台“练好内功，把自己的特长发挥好”。值得一提的是，国家宏观政策方面，同样是导向储能电站的规划设计要构建混合型的新型储能模式。
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