【8月3日西安】在第八届储能西部论坛上，自然资源保护协会（NRDC）与中关村储能产业技术联盟（CNESA）共同发布最新研究成果：《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》（以下简称“报告”），线上线下共5000余人参加了该分论坛。

随着可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。然而，发电侧储能目前更多的是通过新能源项目配储进行建设，缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，可获得收益的方式较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值。储能的价值包括削峰填谷、调峰调频服务、容量支撑等直接价值；也包括延缓电力系统其他设备设备损耗、减碳降耗环境效益等间接价值。

报告认为，储能的价值跨越了电力系统价值链（发电、输电、配电和用户）之间的界限，具有明显的“外部性 ”。随着新型电力系统建设的深入推进，加之电力市场化改革进程的加速，储能带来的外部价值有望逐步得到认可，潜在收益获得体现。

报告建议，发电侧储能规模化发展需要完善电力市场规则，应建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场的规则，并推行多重收益叠加，允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活调节价值。

另外，由于储能在不同应用场景下的减煤、减碳机理不同，报告建议建立和完善体现储能间接绿色价值的政策，理顺“电力-绿证-碳交易”市场的关系，建立“电-碳-证”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现。在此基础上，还需要在多元化储能技术研发和应用、混合储能技术研发及应用等方面发力。

报告认为，新能源单独配储、火储联合调频、共享储能是目前国内发电侧储能的主要应用场景。区域上看，不同地区电源的结构类型、装机规模和出力特性等是影响发电侧储能配置的关键因素，应根据本地电源基础数据，并结合电网需求，选择储能技术及确定规模。

国网山西电科院新能源所所长郭强表示，电池循环寿命与使用环境、使用场景息息相关，不同厂家生产的电芯循环寿命差别也比较大。山西每天一次调频次数约800~1000次，应根据场景需求选择合适的储能技术。对于一次调频，飞轮和锂电池响应都是毫秒级没有太大区别，但对电网的惯量响应，毫秒级是有区别的。储能是一个整体系统，技术产品的响应性能指标是由整个系统决定。

郭强称，2018年，我们探索了适合高频次快充快放的技术，通过技术路线和示范应用的具体实验参数，提出了性价比较高“飞轮＋锂电”混合储能技术。山西现在新能源装机容量占比48%点多，但是实时发电占比很高，最高瞬时发电占比应该在80%以上。新能源间歇性和波动性比较强，我们最终希望尽快建立一种调节资源。山西规划到2035年新能源装机容量8000万，消纳对于电网来说压力也比较大。山西一次调频市场规则出台1年多了，几乎没有项目进入市场，主要还是现有市场主体性能难以满足需求。

国家能源集团电力产业管理部高级主管范蕊表示，国家能源集团针对综合能源业务形成了以发电侧为主，贴近主责主业的发展原则。所有的综合能源业务都是为了提升火电产业的创效能力，以及提升新能源消纳能力，包括产业链的内循环能力，采取的三个主要方式包括火电+，新能源+，产业链+，形成三横三纵的管理。国家能源集团作为投资方、业主方，最关心储能的成本问题。投资方在配置储能时，不会追求最先进的技术，而是追求性能和价值达到最大的统一。集团多元化发展储能,在电化学、飞轮、熔岩蓄热、压缩空气等技术路线方面均有探索。推动储能产业发展上有个想法：投资方与储能厂家可以尝试更多的合作方式，例如融资租赁模式既解决了我们对储能系统的不了解，也解决了厂家实现全寿命周期监控的问题，可以把全产业链的综合成本降下来，这样再配不同市场机制和价格信号，可能会实现储能规模化和可持续化的高质量发展。

大唐甘肃公司市场建设高级主管赵克斌表示，甘肃是第一批8个试点现货市场试点省份之一，采取了集中式的市场模式，中长期差价合约+现货全电量竞争。2022年以来，由于煤炭价格高涨、煤电价格联动、外送电价大幅提升的贯通传导、以及相关政策规则变化等综合因素共同作用影响，省发电上网电价呈现出跳跃式上涨，这也导致一些企业用电成本陡增。拉大现货市场上下限价差有利于储能投资回收，但反过来讲说明储能的经济性还不够。市场主体是共生互赢的，对政府来说是多矛盾的对立统一体，市场的意义在于均衡。要发挥政府有为和市场有效，反过来要防止政府调控缺陷和市场失灵。

首航新能源副总裁余峰表示，储能系统的成本是永恒的话题。除了原材料价格的变动外，产业链企业在近几年不断有新的技术推出，来提高成本竞争力。从更大的电芯单体、更长寿命的电芯、更高的系统能量密度，以及通过热管理水平的提升，来提高系统整体效率。我们现在看到储能系统效率从早年83%～84%，提高到了目前主流液冷厂商的85～86%水平。通过多种手段来降低综合成本是系统集成企业始终聚焦的核心问题，我们对于成本的理解不只是初始投入成本，更多是储能系统全生命周期成本LCOS。我们能通过产业链企业的共同努力实现有序降本，以支持多种场景友好接入。储能有电芯寿命和系统寿命，按照行业经验数据，系统寿命是电芯标称寿命的80%左右。

远景能源有限公司储能事业部总经理郑汉波表示，在循环寿命在提升过程中，技术还是在不断革新的。原来电芯循环寿命6000次，我们后来做到8000次，远景今年又推出1.2万次的电芯，可能实际运营中像各位专家说的会有这样那样的偏差，但是1.2万次循环寿命相对原来的6000次，还是有了很多方面技术的提升，为系统降本做技术支撑。此外，储能制造企业同时面临来自业主的外部压力和企业内部的降本和系统可靠性压力，深刻理解储能不是拼凑，我们以前只是做电芯，现在不仅做电芯，还做PACK，PCS，BMS，甚至连变压器都自己做，是因为碰到了太多的满足不了需求的情况。

江苏天合储能有限公司战略市场总经理李秉文表示，中国的储能行业，尤其电化学储能现在处于起步阶段，整个行业的协同创新没有做过大的统筹，个人觉得这方面是存在一些问题的。在2022年做战略预测的时候，已经预测到电化学储能成本会快速下降。2025年锂电储能的度电成本将会低于0.2元，低于抽水蓄能的水平。电化学储能将来会是一个最主流新型储能方向。第一，电化学现在不安全其实并不表明未来不安全，与三元电池相比，磷酸铁锂本身产生问题的概率本身就很低。第二，整个行业从去年开始同质化很严重，唯一能打出差异化的东西就是在安全性。第三，安全性问题对于大型储能来讲，近两年可能会取得非常大的进展，我们现在也会看到有一些新的技术苗头，尤其是南方电网，南方科技，南网科技，南网储能的项目。现在缺的是应用场景，国外经济性较好，相较于度电成本，国内的电价及价差较低，满足不了客户需求。

华北电力大学教授郑华表示，产品在现在这个阶段，安全是相对的，没有任何一个绝对的过程，我们有充分的理由相信产品安全会做的越来越好，成本会做的适度可控，但不是越低越好。现有技术条件下永远是性能、成本平衡的。而这些平衡恰恰需要业主提供更明确的需求信息和导向，厂商在完全理解需求与性能要求的基础上，才有可能提供符合业主需求的最终产品成果。比如，随着新能源高比例的提升，需要和性能要求会发生较大变化，可能针对一次调频的是一类产品，针对二次调频的可能是另一类产品，两种产品可能无法简单的兼容。

中关村储能产业技术联盟秘书长刘为表示，近两年，国家及地方政策密集出台，推动了发电侧储能装机迅猛增长，成为国内新型储能装机快速增长的主要驱动因素。储能在发电侧可发挥多重作用，然而，受需求、技术、机制等多重因素影响，多数项目经济性不佳、利用率偏低、商业模式不清晰，多数价值难以得到充分发挥，制约着发电侧储能的规模化发展。评估不同场景下发电侧储能的价值构成，提出针对性的政策建议，有助于推动发电侧储能健康、可持续发展。

自然资源保护协会（NRDC）北京代表处首席代表张洁清表示，在过去的两年里，国家和地方陆续出台了多项促进储能发展的政策，在新型电力系统建设的客观需求和政策激励下，我们国家储能的规模已跃居世界第一。截止到上半年，全国已建成抽水蓄能近5000万千瓦，新型储能项目装机规模超过1700万千瓦。但储能作为新鲜事物，在快速发展的过程中，也出现了一些问题，比如储能的综合价值尚无法完全市场化体现，新能源配储利用率低，收益来源有限，储能自身的技术、经济和安全性有待提高，项目布局有待优化等等，需要进一步完善产业和市场政策予以进一步推动。

自然资源保护协会（NRDC）气候与能源项目经理黄辉表示，储能已经从商业化初期进入规模化发展阶段，应用场景也越来越丰富，但对于建设新型电力系统来说，无论是量还是质都需要进一步提升。比如储能和新能源的比例不到10%，相对偏低，设备利用率也不高；另外，在当前技术水平和市场调度规则下，大部分新型储能项目的平均度电成本仍高于0.5元/度，经济竞争力不足。未来储能的发展，需要加快技术创新和机制创新的“双向奔赴”：一是聚焦储能自身能力的提升，包括效率、安全、性能、寿命、时长等技术参数提高，推动储能进一步降本增效。二是通过完善政策机制来保障储能多种价值的实现，以市场化方式为主，丰富储能参与的电力交易品种，合理疏导储能成本，以此提高储能的利用率和收益。