储能规模化应用的边界、变量与壁垒

经济性、安全性，技术突破、规模化应用，这些关键词串起了储能产业发展的主线。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：陈敏曦）

从2017年10月，五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》印发至今，储能产业历经数个“爆发元年”，产业生态也跟随政策走向跌宕起伏。而在每一次“爆发”背后，都牵连出了技术制约下效率与效益的审视；多次“逢春”与“入冬”，也引发着现有市场环境中商业模式与规模化应用难以匹配的反思。

肇始于中部省份新能源配储能事件引发的冲击波辐射全国，关于储能发展路径讨论的声浪也一度甚嚣尘上。其中不乏对于低碳化转型路径中，储能所扮演角色重要性的申辩；更多的，则是对作为系统“新贵”的储能，在政策稳定性和市场预期并不明朗时，所处境遇和发展前景的忧心忡忡。

“储能产业发展的忽高忽低、忽冷忽热，恰恰反映出了储能产业自身发展的客观规律。”中国电力企业联合会专职副理事长、中电联电动汽车及储能分会会长王志轩在接受本刊专访时向记者表示，“现阶段，储能还属于典型的政策性产业，技术创新、商业模式的培育，以及配套政策的完善还都需要不断地摸索和尝试。储能的舆情热点突然爆发，继而又陷入平静，从侧面也说明了储能在电力系统中的担当，和人们所期望的角色重任还有不少差距。当我们在讨论储能的发展时，需要从我国电力系统的形态出发，权衡考虑多种灵活性手段、市场建设的现实阶段，以及电价可承受能力等多重外部因素。包括网间互济、煤电灵活性改造、抽水蓄能以及需求侧管理在内的多种灵活性资源在内，在还没有哪一种手段可以包打天下之前，不如让子弹再飞一会。”

《中国电力企业管理》：以电为中心的低碳化能源转型席卷全球，能源电力行业正在发生着深刻变革，储能在其中的作用与价值也日益凸显。根据您的长期研究与观察，与储能相关的能源电力行业变化趋势有哪些？这些变革对于能源电力系统和储能产业又将带来了何种发展契机？

王志轩：为了应对气候变化，世界各国希望通过人类对于能源利用、索取，以及生产消费方式的变革，减少生产生活中所产生的二氧化碳排放，抑制全球变暖的趋势。能源转型的核心任务，也是希望通过推动目前以化石能源为主导的能源系统，转向以可再生能源为主导的能源系统，具体到地区或国家而言，实质上是特定区域内部能源的深层次替代问题。

在能源转型的初期，我国的能源电力系统对储能的需求表达的并不充分。但随着能源变革的持续深入，特别是以电为核心的低碳化能源战略逐步实施，我国电力系统的形态、发展方向、体制机制都产生了深刻且巨大的变革。尤其是随着更高比例可再生能源的加入，为了维护电力系统的稳定运行，储能在电力系统中的地位和作用逐步被认同。

从上世纪八十年代到本世纪初，我国的电力系统长期处于以煤电和水电为绝对主力的“二元化”时代，负荷侧用电结构也主要是以第一、二产业为主导。由于煤电和水电都是相对可控的电源，我国电力系统的构成相对简单且清晰，当时电力工业主要面临的问题是如何解决缺电，系统运行波动性的矛盾并不突出。

随着核能等多种发电技术的投运,尤其是2006年可再生能源法颁布之后，我国电力系统从“二元”时代逐步迈向多元化发展阶段，风电、光伏发电总量提高的速度和成本下降的趋势超出了绝大多数人的想象，也超出了配套电网的建设速度，以及可挖掘灵活性资源的规模；随之衍生出了新能源发电在并网、消纳等方面的矛盾。尽管近几年在国家以及行业各方的努力之下，新能源弃电的问题大有缓解，但新能源大规模并网背景下，夜间负荷低谷与午后光伏出力快速下降时段对调节资源的需求，不断加剧着系统的平衡压力。

随着经济社会的发展，人们在生产生活中用电量不断增长的同时，对用电质量、用电便捷化的需求也在不断提升。医院、科研机构与高端设备制造企业中大量高精尖设备仪器的使用对供电质量提出了新的要求；电动汽车的普及也使人们对便捷充电、快速充电抱有更高的期待。从用电结构和用电特性观察，我国多数电网在日、周、年的周期内峰谷差逐年增加，年最大负荷与最小负荷虽然都在增长，但二者的差值逐步扩大；我国电力供需的主要矛盾也已经从总体缺电转向电力总体富余但短时尖峰负荷与“填谷”压力并存的情况。在源荷两端新旧矛盾同时出现的时候，如何维护电力系统安全稳定成为现在乃至未来很长一段时间内行业亟待破解的难题。

当我们在讨论能源转型时，需要基于我国电力系统的特点和布局出发，同样，看待我国储能产业的发展，也需要将我国电力工业发展的特点与储能自身的技术特性紧密结合。

从整体的电力系统形态和运行模式来看，我国的电力系统逐步从传统的源网荷纵向一体化集中式电网，逐步转向以特高压为主干的大电网与分布式电力系统并重发展的模式，电力的供给、传输和消费融合不断加大，传统意义上的生产者与消费者间的边界逐渐模糊，在源网荷相互交叉融合部分不断涌现出包括储能在内的微网、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新的技术和商业模式。

现阶段，我国能源电力行业发展的最主要目标之一，就是如何为人们提供更稳定、更经济、更清洁的能源电力供给。这不仅仅是我国追求的目标，也是全世界能源转型国家所追求的基本目标。低碳、安全、经济的三重目标结构中，储能可以发挥的作用，就是促进和维系这三者之间的平衡。

《中国电力企业管理》：近段时间，新能源配储能的文件引发了业内的热烈讨论，这样的事件是否意味着未来现象级的发展趋势？这是否也定义了未来一段时间我国储能产业的发展定位？

王志轩：目前我国储能主要应用的领域，或者说是其主要承担的功能，就是调节和平抑系统的波动性，无论是在源侧还是网侧，抑或者是负荷侧，核心任务就是促进新能源发展下的安全稳定的供电。但是，不同地区的源、网、荷特性对储能的要求是不同的，有些需要调峰、有些需要调频，有些是解决短期如分钟、小时级电力平衡问题，还有一些则是为解决几个小时或者几天的平衡。从能源转型的总体目标和我国中长期电力行业高质量发展的目标来看，储能对于季节间电力平衡也要发挥重大作用。显然，对于不同储能技术及规模，其政策支撑是不同的，商业模式也不相同。

2019年底，国家颁布了两项关于电力系统的最新标准，一个是GB/38755《电力系统安全稳定导则》，另一个是GB/T38969-2020《电力系统技术导则》。其中《电力系统安全稳定导则》，是在1981年国家首次规范化提出“正确处理电力系统安全与经济、合理建设和电网运行”的指导性原则基础上，适度提高安全稳定标准，在稳定计算和稳定管理方面提出了要求，并成为行业强制性标准。近40年后，随着特高压交直流电网逐步形成，系统容量持续扩大，新能源装机不断增加，电网格局和电源结构发生重大变革时，国家再次修订标准，并由原强制性行业标准上升为具有法律效应的国家标准。

从标准出台的紧迫性不难看出，电力系统新的发展趋势已经对系统的安全稳定提出了更深层次的要求；从标准出台的用意来看，也是为了应对我国能源转型从初期迈向中、后期，电力系统可能出现的风险和挑战提前作出准备。新颁布的标准从并网条件、网源协调等多个方面，对于参与电力系统各环节构成元素，在生产、传输过程中划定了确保系统安全稳定供应的底线和红线；对于电网、电源、以及包括储能在内所有参与能源转型的各方，在职责和义务上明确了法定意义上的规范参照。

在能源转型和低碳化发展中难免存在争论，这样的争论是正常且必要的。前段时间关于新能源配储能的文件陆续在全国多个省份印发施行，总体来说是解决新能源发展存在问题的一种有效探索，也是参照借鉴了前述两个标准的主旨要义；并且这种做法，也是已经在美国等国家和地区取得了一定实践意义的国际经验。但是这样的模式是否能够延续，或者是否可以在全国普及推广，应因地制宜分析，既要看具体政策导向，也需要进行一段时间的观察和经验积累。但是从舆论争论的焦点可以看出，一方面由储能的技术发展阶段决定，目前其性能和经济性还没有能够完全解决新能源消纳的问题，达到规模化应用的触发点，或者说是所谓的产业“爆发点”；另一方面，与储能规模化应用相配套的市场机制、政策储备，以及实现全生命周期回报的商业模式还需要不断地探索和完善。

以新能源为代表的可再生能源规模化发展，使我国在应对气候变化方面取得了显著成效，但我国整体能源转型与发达或者转型先进国家相比仍有很大差距。2019年，我国4亿千瓦装机规模的风电与光伏，总发电量占比只有约8.6%。若想持续提升新能源发电比重，实现更大规模的接纳并网，尽早实践能源互联的愿景，储能一定是我们摆脱不开的技术手段，但是在所有已经确定的外部环境之下，单就储能自身而言，技术发展路径、价值内化和投资回报的渠道，却都还存在极大的不确定性。

《中国电力企业管理》：正如您所述，储能是构建低碳能源系统中促进安全、绿色、经济三方协同的重要元素，但是从我国储能产业的发展现状观察，在众多已经确定的外部环境中还有许多不确定因素造就的风险，使其始终置身于产业爆发的“前夜”。在您看来，作为系统“新贵”的储能若想成为“主流”，还存在哪些变量、边界和壁垒？

王志轩：现阶段，一些储能技术的应用，在局部地区，特定场景、特定时段具有优越的技术竞争优势，但是从普遍性来说，目前储能的经济性还不具备与其他调节方式相抗衡的能力。储能若想“杀出重围”成为“主流”，首先需要从高可替代性中实现自我突破。

无论是从欧洲能源转型的经验，还是我国灵活性资源挖掘的现状来看，平抑新能源带来系统波动性的常规手段在我国均已得到有效运用，也不同程度地取得了预定的效果。但是不同的灵活性资源在挖掘的过程中，也都存在不尽相同的制约因素。

首先在电源侧，对我国电源结构中占比最大的煤电机组进行灵活性改造，通过降低最小电厂功率，提高最大负荷梯度，缩短开机时间等，扩大其出力的调节范围，使其在调峰、调频方面具有良好的调节性能，在功能上是等同于储能的灵活性调节手段。

尽管煤电的灵活性改造从技术成熟度和普遍适用的范围来说，都是更契合我国电力工业现状，且更为经济的选择，但是煤电机组在低负荷运行时，单位煤耗、排放量都不可避免地大幅增加，且对于机组运行工况、寿命都会造成不同程度的损害。虽然从普遍意义来说，机组越灵活，电网也就越从容，但是从能源转型的角度来看，低碳化转型最终就是要解决煤炭的退出问题，因此大面积推行灵活性改造，或是单纯依靠煤电提供灵活性，从煤电机组的运行效率和社会总体效益来说，是否能够实现长远意义上的“利大于弊”还需要谨慎且深入的论证。

其次在电网侧，通过加大区域电网的互联互通，发挥相邻电网的“间接储能系统”作用，可以同时达到优化资源配置和减少系统总体成本的目的。近几年，由于我国电源与电网规划、建设的不协调，以及在新能源外送电力过程中不断遭遇的省间壁垒，在一定程度上将处于能源转型初级阶段的我国暴露于不合理弃电的风险之中。因此，作为我国“新基建”中重要组成部分的特高压电网建设，可以潜在性地提升电网“储能”的能力与作用，但具体到其发挥的程度，还要看我国电力市场建设的阶段，以及市场手段能够在资源优化配置中所施展作用的程度。

同时在负荷侧，通过需求响应等技术手段提高负荷的可调节性，实现电力需求侧与电网的有效互动，是整个系统成本更低、也更具有商业价值前景的灵活性调节手段。包括电动汽车充电桩、用户侧的虚拟电厂等技术，都会随着智能电网和通讯技术的发展，体现从“削峰填谷”向“源网荷”有效互动对系统作出的贡献。

尽管在构建新型电力系统的过程中，电力的产、供、消正在加速融合，但若要实现需求侧管理逐步向需求响应过渡，最后达到供需耦合的阶段，在一定程度上也仰仗于经济社会的发展阶段，以及人们对于能源利用方式在理念上转变；从体现管理者的意志，到完全由用户意愿驱动，这样的过程是相对被动且缓慢的，是以不牺牲个人福利为前提实现的社会总体福利的增加，这不仅需要市场手段的驱动，同时也需要全社会在节能意识上的“觉醒”。

如果说储能在实现与源、网、荷同级别、同平台的决策过程中存在哪些边界，关键还是要看不同灵活性手段在同等需求前提下的经济性比选。目前所有与储能功能类似的技术都在不断调整，共同进步。未来到底哪一种技术能够取得更好的效果，从目前情况来看，还得不到绝对优势的判断。

当下，能源行业正处于急剧变革的时代，新技术、新业态的不断涌现，对行业的规划和发展都会带来新的变量；因此，储能发展的规模和路径，也需要放在一个动态的环境中权衡考量。这不仅涉及到负荷侧的尖峰电量增长是否会延续以往的态势，同时也关系到“十四五”以及更长远时期，新能源发电是否能够通过规模化应用不断降低成本，在未来满足电力需求增量时起到中流砥柱的作用。

同时，能源转型过程中每个电源品种、每项技术创新都是相互关联，互相影响的。储能在突破高可替代性约束时，不仅体现在与不同技术手段的角逐，还有需求空间上的“争夺”。比如用户侧和发电侧的储能同样具有替代性，这一点也决定了在系统不同“位置”中的储能发展，必须从系统性和全局性的角度出发，不能自顾自地低头发展；政府在对所有灵活性资源发展的引导时也应注重统筹规划，如果一拥而上、泛滥式的发展，其结果只会造成无序竞争和社会资源的浪费。

当前，全球各国已经不同程度地开展了以低碳、安全、经济为特征的能源电力转型。从国际能源转型的经验至少可以总结出，低碳化的转型是需要付出一定经济代价的，但是这个代价一定是符合当前国民经济可承受能力的，于我国而言，储能发展不可回避的制约因素就是终端电价这个“外部壁垒”。

现阶段，我国仍处于工业化发展的活跃期，国民经济的发展在一定程度上也受困于国际经济形势的波动。由经济社会的发展基础所决定，煤电在以往的转型过程中承担起了经济杠杆的作用。但无论是从未来进一步摆脱对化石能源的依赖，还是从国家已经确定的市场化改革方向来看，包括煤电、储能在内的所有灵活性资源，最终需要通过公平的市场竞争，或被淘汰，或实现自我价值的内化。

值得注意的是，无论是能源转型，还是市场化改革，世界上并不存在所谓的经典模式可以照搬套用。从目前我国市场建设的成果来看，市场机制的确立，对于调节资源的促进、引导都产生了积极的作用，但是一下子全面推进现货市场，或者是把储能完全交由市场，于改革、于产业都存在很大风险。

尽管目前市场并不能完全解决储能商业化应用的问题，但是通过市场盈利是储能未来发展的既定方向。一方面通过稳步推进的辅助服务市场、现货市场建设，逐步化解电力市场建设与低碳转型在时间和空间上的不匹配、不同步，通过鼓励商业模式上的创新和摸索，在市场无歧视地向所有可以提供电力服务的主体开放的基础上，不断给予储能等新型技术产业内生的发展动力；同时，储能的发展也不能坐等政策的出台，需要不断在技术曲线积累、商业价值实践上进行突破，增强自身适应市场的能力，尽早突围价格约束与规模化应用的悖论。

毕竟，电力行业不是一个抱着赚快钱的心态可以跑赢最后一公里的领域，储能在电力系统之外，也还有更为广泛的应用空间和场景。

《中国电力企业管理》：通过近几年国家大力发展电动汽车产业，电化学储能的成本得以快速下降，我国电化学储能的累计装机规模也跃升至全球第二位。但是在不同的应用领域，对于储能技术的性能和规模需求存在着明显差异。在您看来，就目前国际和国内储能产业的发展现状，我们可以总结出哪些对未来发展有借鉴意义的经验？对于未来储能在电力领域实现规模化的商业应用，国家在产业政策的顶层设计，以及对产业有序发展的引导方面将如何统筹推进？

王志轩：技术创新、业态剧变、体制革新，电力系统已经呈现出不同以往的张力和活力。近几年，我国储能产业通过源侧、网侧、荷侧集中与分散式的并行发展方式，在关键装置性能、储能电站运行管理，以及关键支撑技术水平和核心技术国产化等方面，取得了扎实的理论经验和实践基础；在国内大力发展电动汽车产业的政策促进下，储能从研发到应用也已经形成了相对完整的产业链。但在产业规模迅速膨胀的同时，也暴露出了产业相关政策和顶层设计机制上的不足。

从发展趋势观察，随着电化学储能系统装机容量的大幅提升，尤其是电网侧储能需求的迅速发展，预示着集约化、聚合化，以及平台化的运行将成为未来的主要趋势。当储能接入电网进行调度的时候，也就意味着对储能电站在接入、监控、调度、运行等环节的标准制定，以及标准化体系建设提出了具有时代特征的全新要求。

在我国储能产业发展的早期，由于设备需求方对储能技术缺乏了解，对质量和安全问题没有给予足够的重视，导致大部分用户没有参照储能技术标准开展严格完整的质量安全监测验证，试图将质量和安全责任“外包”给设备提供方。设备提供方出于追求利益最大化的动机，简单采用动力电池标准，并将动力电池堆砌在集装箱内使用，致使交付的储能设备不能参照工程设计要求运行。

同时，由于标准的不完善，导致设备供需双方没有动力和约束力对质量和安全严格把关，由此也出现了系统容量达不到承诺值、循环寿命等关键性能参数无法保证的情况。在标准未能发挥应有“门槛”作用的情境下，一系列低价中标事件，以及设备频繁报警，导致电站长时间处于关停状态的事故频发，不利于行业整体健康、有序发展。

技术标准的意义，实际上是连接不同领域、不同设备共同参与系统时的重要节点和纽带。从近几年国家陆续出台的储能产业政策相关文件和不断加强的国际标准合作也可以看出，储能标准体系的建设、完善与有效运用，已经成为增强储能在国际国内“双市场”竞争力的关键支撑。

传统的技术标准制定，是基于成熟的技术或工艺，将已经被普遍认同的模式下用标准将其固定，以便降低全社会的总成本。与接入电力系统中其他设备最根本的不同，是储能在现阶段还处于功能实证和商业模式的探索期，技术和经济性还处于不断的自我革新和改造之中，这也要求与储能产业相关的标准需要具有创新与前瞻性。

当可参照的国际标准越来越少的时候，如何通过标准实现对产业的引领和促进，是关乎产业进步，关乎装备制造在占领国际话语权时的关键动作。标准需要不断根据宏观形势、技术特性和场景需求的变化进行及时的修订与完善，做到既与时代同频，又领先于时代半步，这也就是我们常说“标准永远在路上”的重要含义。

但是，在近几年国家大力鼓励标准体系建设时期，也不同程度地出现了行业标准、团体标准和企业标准不协调、不同步的乱象。一些企业片面地理解标准制定的含义，试图通过自行制定标准来提升其产品在市场中的占有率，导致标准水平的参差不齐和标准普遍适用性的下降，这样盲目追求速度和个体利益的行为，对产业的发展不会促进，反而“促退”。

标准体系的构建需要从宏观到微观，体现不同层次的逻辑构架；标准的制定既要加速推进，也要尊重标准质量的严谨性和严肃性。国家在鼓励标准制定的同时，也需要加强监督和引导，促成各方在统一的全局观下求同存异，协调推进。同时，相关部门需要持续开展对储能标准的宣贯，让更多应用方和设备提供商认识到电力系统和电动汽车对储能应用的技术区别，意识到采信储能技术标准的益处和必要性。

当下，全球各国都在能源转型技术的“金字塔”上奋力攀爬。包括韩国、欧美等国，都已经将鼓励基础性创新定位为国家战略型技术资源储备的重要环节，各国已实施的产业政策也值得我们借鉴。首先，基础性的研究持续时间长，短时间内难以见到效益，这需要国家在技术研发、而非应用层面不断给予资金支持；其次，包括储能在内的新技术、新商业模式需要开展示范应用，在示范项目中寻找共性问题，通过挖掘普遍适用的规律促进技术、产业发展；最后具体到储能，作为一个产业的发展，需要保持一定的发展规模才能不断促进成本下降，产业不仅需要保持一定的投资强度，同时也需要做好产业内部的分工协作。

当然，更为重要的是，当我们面对新技术、新模式出现的时候，是否能够秉持包容共进的态度——国家相关主管部门在为基础性创新营造良好的市场和舆论氛围时，在以划定的底线为原则基础上允许试错，把属于市场的交还给市场，最终，时间和市场会替我们作出最真实的检验。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期，作者系本刊记者