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核心阅读

全球储能市场处于初期阶段，储能应用领域波动较明显；

行业对标准的迫切需求，将随着在编标准的陆续发布，逐步得到缓解；

配套储能建设的盈亏拐点还没有到来；

只有解决安全性和技术经济性两个问题，我国储能产业才能真正迎来平稳发展。

在业内人士看来，“新能源+储能”已成为储能市场未来发展的大趋势，由于风电、光伏的波动性，储能将在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥关键作用。

虽然配置储能成为新能源并网及核准的前置条件，但业内认为相关政策落地细则有待进一步完善，亟需加强顶层设计，完善储能参与电力市场规则，不断明确储能市场定位。

应用潜力大

“目前全球储能市场处于初期阶段，应用领域波动较明显，产业发展方向和力度取决于不同国家不同政策的引导。”储能领跑者联盟理事长杜笑天认为，电网调频是储能产业的早期应用，但“新能源+储能”将是整个市场未来最主要的趋势。

中国电力科学研究院首席科学家惠东认为，着力提升电力系统灵活性，是破解新能源消纳难题的有效方式，高比例新能源接入电网需要用高比例灵活资源布局。

“目前储能的刚性期盼并没有转化成刚性市场，储能作为一个跨学科、不断更新的技术，其设备生产需求和应用场景也在不断演变。”惠东认为，储能将在电力系统电源、电网、用户侧承担不同的角色，并发挥重要作用。

值得注意的是，用户侧的分布式光伏和电动 汽车 等新型负荷导致用电的不确定性增加，再加上极端天气下引发的尖峰负荷问题，将对用户的供电安全、电能质量和配电设施的经济运行产生较大影响。

惠东表示，源网荷储的协同，将推动各层级储能系统在电网有机聚合，实现储能灵活性应用价值在电力系统跨场景、跨市场共享。规模化储能应用价值的共享，不仅能提升电力系统灵活性和充裕度，还能释放源网荷各环节灵活性调节的潜力，实现更大的 社会 效益。

标准需完善

“过去十年，储能产业在技术、应用、商业模式等方面都取得了很大进展，但随着能源行业的快速发展，行业急需完善电化学储能产业相关标准，包括储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维，以及储能系统的灾后处理、电池回收等。”TüV北德集团全球可再生能源高级副总裁、全球光伏运营中心总裁兼大中华区副总裁须婷婷分析称。

上海电力设计院有限公司副总工程师龚春景指出，对于储能电站的设计而言，标准尤为重要。“实际设计应用过程中，我们发现与安全有关的标准规范比较少，需要更加科学规范的标准来明确。”

中国电科院新能源研究所主任张军军表示，目前储能系统的相关标准制定，特别是国家标准，制定与颁布的时间周期较长，随着在编标准的陆续发布，行业的迫切需求会逐步得到缓解。

如何明确储能定位，并使其具备独立的市场身份，也是目前行业发展需要解决的首要难题。阳光电源股份有限公司全球解决方案总经理张跃火表示：“在商业模式方面,储能也没有参与电力市场的合理身份，对大部分企业而言，配套储能建设的盈亏拐点还没有到来，这将导致储能发展受限。”

桎梏待突破

2020年以来，考虑到新能源大规模并网对系统调节能力的挑战，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等20多个省市纷纷出台相关政策，要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。

龚春景认为：“强制要求可再生能源发电项目配置储能设备，并明确配置容量和时长，看似简化了设计流程，但事实上，根据当地的太阳能、风电资源等进行重点论证，以匹配合适的功率和时长才是更为科学有效的方式。”在龚春景看来，未来配储实际怎么用，应该以利用效果来进行考核而非结果，“一刀切”的做法不太可取。

“对储能而言，安全性是基础，技术经济性是规模化应用的驱动力，只有解决这两个问题，我国储能产业才能真正迎来平稳发展。”张跃火称。

在惠东看来，储能在“十四五”期间还难以成为调节资源的主力，但“十五五”和“十六五”期间，规模化储能的助力作用将开始凸显。

储能配比是什么意思

随着双碳目标和新能源为主体的新型电力系统的推进，储能在电力系统中的作用愈发显著。国内外储能项目纷纷落地，储能规模在飞速上涨，相关上市公司在资本市场也都是YYDS。据CNESA统计，2020年国内电化学储能累计装机规模3.3GW，同比增长91.2%，随着今年各地大型独立储能的落地开花，超过去年的增长率应不是问题。

储能单位成本始终是大家关注的一个重要指标，据公开报道，国内某新能源场站配套储能的综合单位成本在1.7元/Wh左右，我们也看到在建设时期、充放电倍率、应用场景等条件相差不大的情况下，某些储能项目的综合成本却在2.4元/Wh左右，相差特别大。很多人会很疑惑，为什么会有如此之大的差距，诚然，不同项目建设模式、设备品牌、征地费用、其他费用等因素会造成建设成本的差异，但一个最重要的原因是因为 储能能量统计标准不一致。

以常规电厂来说，装机容量一般指发电机的额定功率，储能有功率和能量两个指标，同时不同的项目建设初期确定的考核指标不尽相同，导致项目备案的功率、能量背后有比较大的差异。 电芯能量、直流侧初始放电能量、储能变流器交流侧初始输出能量、并网点/公共连接点初始输出能量都可被理解为储能的能量，同时实际安装能量又与运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限、是否考虑站用电损耗、是否预留无功输出能力等多重因素相关。

电芯经串联或串并联后组成电池簇，多个电池簇并联后组成电池堆接入储能变流器直流侧，考虑一致性的因素，放电深度大概在93%左右，储能变流器将直流电压变换为交流电压，再经一级或两级变压器升压后接入电网，在放电的过程中同样产生功率和能量的损耗。

以某储能电站为例，电芯安装能量为100MWh，充放电倍率0.5C，110kV并网。 并网点的初始输出能量（估算）为： 100MWh 93%（放电深度） 98%（直流侧损耗） 98.5%（储能变流器效率） 98.5%（就地变压器、主变、线路损耗等）=88.4% ，站用电损耗假设按2.4%考虑，实际的初始输出能量为86MWh。可以看出，同样的一座100MWh储能电站，若按电芯能量考虑，电芯能量为100MWh；若按并网点容量考虑，电芯能量需要为116MWh。若再考虑运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限等，还需进一步的增配，例如假设考核按照10年充放电能量保持率85%考虑，按照每年平均2%的年衰减率，则需要额外再考虑5%的电池超配。对于一些考核周期10年以上的储能项目，还会考虑在运行周期内进行电池的更换或增补，此部分费用是否包含在初期的建设成本内也是造成单位造价差别大的因素。

对于储能电站能量的说法，目前国家和行业还缺乏统一的规定，由于考核点的不同等多重因素的差异，实际电芯安装能量差异较大，各种应用场景和考核方式对储能能量配置的需求点也各不同。在项目执行过程中，建议对电芯安装能量和考核点输出能量两个指标进行规定。

就是能源储备量占可用能源的比例。

以10%配套比例计算，“十四五”储能新增将有望达到40GW。所以，无论是分布式还是集中配储，都是需要电网层面做出规划。“新能源发电厂商、储能厂商以及用户，并不知道电网和电力系统的需求，所以，配储需要电网在电力调度方面做出相应规划，找到关键节点，去选址和布局储能。”

“但是无论怎么规划，储能想要规模化发展，最重要的是明确储能的身份定位，建立健全法律法规和市场机制，明确在交易过程中的充放电成本以及价格结算问题。”王思表示。

黎朝晖认为，电网方面肯定希望发展集中式储能而非分散式储能，但都绕不开对经济性的追求。“‘十四五’储能的预测量虽然很大。

但仍需对储能进行必要的扶持，需要科学合理的制定产业发展目标，规范引导储能的布局与应用。发展新能源配储最为关键的，是要为储能提供良好的市场生存环境，提高储能项目的收益。”