储能上下游产业链要做好三件事

11月10日至11日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的第三届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会在湖南长沙召开。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇呼吁储能上下游产业链齐心协力把主要精力放在“强筋健骨”“质量提升”“安全经济”上，为储能大规模应用阶段打下坚实基础。据他介绍，2020至2024年是储能产业梳理政策制定边界条件、完善标准体系、提升产品品质、示范新型储能技术、探索并建立可复制商业模式、打通投融资瓶颈的关键阶段，2025至2030年储能产业将有望迈入大规模化应用阶段。

安全性和经济性被看成检验储能产业能否可持续发展的核心指标，但据来自中国化学与物理电源行业协会的相关信息显示，今年初以来，新能源储能项目开标价格持续走低。

“在项目招标过程中，暴露出如系统容量虚标虚报、偷工减料、产品抽检与合同规定不一致，甚至业主与系统集成商联合在项目工程中造假等问题，个别项目存在一定安全隐患。”刘勇表示，以牺牲产品品质低价中标、为满足并网要求联合造假都是短期趋利行为，对产业长期可持续发展将产生巨大伤害。他呼吁，安全意识要高度重视，不能为一己之利损害产业的良性发展，最终损害的也是自己。

在中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司能源咨询规划研究院副处长曾雅文看来，储能产业规划需要做好四个方面工作。一是明需求，分情景明确储能需求总量、结构、空间分布等；二是拟方案，拟定储能技术路线、储能规模、储能布局等；三是做比选，比较不同储能方案优劣，提出推荐方案；四是提举措，提出储能商业模式建议、配套政策措施等。

目前我国储能资源以抽水蓄能为主，电化学储能占比较低。截至今年7月，国网经营区抽水蓄能累计装机规模达2091万千瓦；电化学储能已投运规模为71万千瓦，占比仅为3%，但近五年保持年均90%高速增长态势。电化学储能在电力系统各环节均得到应用，其中电源侧在建在运装机占比最大，达49%。

《中国科学报》记者了解到，在电源侧配置储能除了AGC调频、调峰外，还可以实现一次调频、电源黑启动和调压等多种功能。

中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏指出，储能技术的特征适合于电网AGC调频，能够提高AGC性能指标基数，获取AGC补偿费用。目前国内调频市场较为活跃的有山西、蒙西和广东，绝大部分火电联合储能调频项目都采用合同能源管理（EMC）模式，收益的分享模式根据各家电厂情况各有差异，主要有3个重要指标，分别为收益分成基数，分成比例及EMC合同年限。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计数据，今年第三季度，我国新增投运电化学储能装机规模为539兆瓦/946兆瓦时。按照应用场景分，第三季度新增投运的电化学储能项目主要分布在集中式新能源+储能、电网侧储能、电源侧辅助服务、用户侧储能。其中集中式新能源+储能应用场景装机容量为294兆瓦，占比为54.6%；电网侧储能应用场景装机容量为197兆瓦，占比为36.6%；电源侧辅助服务应用场景装机容量为46兆瓦，占比为8.5%；用户侧储能应用场景装机容量较少，占比为0.3%。

“由于新能源和储能都是以电力电子的形式并网，传统的电网的惯量、暂态稳定分析等将发生翻天覆地的变化，储能的配置也需要在系统侧统筹考虑。新能源配置储能系统后，可以从不可调节电源转变为可调节电源。”北京天启鸿源新能源科技有限公司副总裁沈聪表示，随着新能源发电占比的不断提升，储能将成为必不可少的组成部分。