10月13日，2021國家能源互聯網大會在山東淄博會展中心正式拉開序幕。本屆大會以“聚力雙碳目標 ，清潔能源互聯創新”為主題。旨在積極響應國家號召，圍繞能源數字化轉型、新能源高質量發展、新型電力系統建設、氫能/儲能技術發展、能源互聯網技術研發/示范落地/推廣應用等展開研討、交流與成功經驗分享，為匯聚更多相關企事業單位加快新型電力系統建設、推進能源互聯網新技術新產品應用、積極參與“雙碳”目標早日實現行動計劃等指引方向。
北京海博思創科技股份有限公司董事長張劍輝出席會議并發表題為《“雙碳”目標下新型儲能產業發展》的主題報告。他表示，儲能可用于電力系統發、輸、配、用的各個環節，在時間和空間上改變了電力的生產、傳輸和消費方式，是構建新型電力系統的重要技術支撐。
以下為發言全文：
張劍輝：各位領導、各位嘉賓，大家中午好，感謝大會的邀請，我是在儲能行業從業超過10年的“儲能老兵”，所以也想從產業的角度講一講“雙碳”目標對于儲能產業發展的影響。主要分為三部分，一是儲能行業發展的現狀;二是儲能行業發展的趨勢研判;三是對于儲能項目的商業化推廣建議。
儲能的重要意義毋庸置疑，前幾位嘉賓或多或少都提到了儲能，我想強調三點，第一、儲能可用于電力系統發輸配用的各個環節。第二他是時間和空間上改變了電力的生產、傳輸和消費的不同方式。第三、他是構建新型電力系統的重要技術支撐。
從儲能的技術分類上來講，包含電化學儲能、儲電、儲熱、儲氫。我想強調的是每一種儲能技術都有自己的優缺點，一個儲能技術是不是可以持久，主要考慮兩個關鍵因素：第一、缺點是不是可以通過技術進步和規模化能夠快速的解決。第二、優點能不能被其他儲能技術以更低成本來替代。
從這兩點來考慮，目前來看比較廣泛應用的是抽水蓄能，因為從度電成本上來講，它是所有儲能技術里面成本最低的。
電化學儲能為什么受所有人關注，或者說新型儲能以電化學儲能為主，主要還是因為目前的缺點，因為成本比較高，安全性可以通過技術的進步，能夠快速來解決。
從電化學角度來講，鋰離子電池的項目，包括成本在快速的下降，是所有電化學儲能技術里面應用最多的，研發的熱點在往固態電池，主要解決鋰離子電池安全性的問題。
從整個市場規模來看，2020年，全球累積投運的儲能大概190個GW，這里抽水蓄能是占絕大多數，在世界范圍抽水蓄能占比90%，在中國將近89%左右。
去年新增電化學儲能容量3.2GW，從技術路線上來講，還是以磷酸鐵鋰為主，這是整個過去十年相當于儲能整個產業的發展情況。應該說從2017年，電化學儲能就是快速增長，2018到2019有一個短暫的下坡，主要因為電化學儲能設施不能進入到輸配電價的核算當中，所以影響了電網投資儲能的積極性。
從2020年開始，很多地區新能源要求強制配額一定比例的儲能，所以激發了儲能的裝機容量。從今年2021年，我們行業預測大概是去年2倍左右，跟2019到2020的增長趨勢應該是保持一致的。
從儲能政策的角度來講，在2017年以前，還在不同的探索時期，出臺了一系列關于調頻輔助服務的儲能政策，2017到2019更多的是一個成長期，應該說真正儲能快速發展是從去年9月習總書記提出“雙碳”目標之后，從今年5月份陸陸續續一系列支持政策，從發改委和能源局出臺，最重要的加快推動發展新型儲能發展的指導意見，應該說給儲能明確了身份地位，同時也有相關的政策支持。
從整個儲能的發展角度全面放開，而且最重要的在指導意見里面，給電化學儲能明確了市場化交易身份。另外，對儲能影響比較大的就是兩個一體化，源—網—荷—儲一體化和多能互補一體化，很多大型的新能源基地配置大比例的儲能的系統，這個對于儲能裝機容量的快速提升也提到了促進的作用。
這個表大家可以看到基本上全國各地，除了江浙、東北，其他的各地都是要求在新能源接入的時候要有一定比例的儲能配置，少的在10%，現在很多競爭性上網區域，儲能配比基本上有的將近30%-40%，儲能充放電時間基本上2小時到3小時，所以這樣的強制配額的政策，客觀上催生了儲能產業的快速發展。當然這里有一定的弊端。
下面介紹一下關于儲能行業發展的趨勢研判。
首先從技術的角度來講，分為短時儲能，中短時間和長時儲能，從戰略意義上來講，我認為儲能目前沒有很好的解決長時儲能，長時儲能從英美國家來講，他們也作為戰略性的技術在持續性的投資和發展。
從下一代的鋰離子電池大概在一萬次的循環，壽命希望大于20年，系統成本小于每瓦時一塊錢，度電循環成本小于一毛錢，本質安全，這也是“十四五”國家重點研發計劃提出的關于鋰離子電池的發展技術目標。
從發展和應用趨勢上來講，應該向大規模應用去探索，從最早期10兆瓦、20兆瓦，到現在示范項目百兆瓦，下一個發展目標往GW的方向發展。剛才周院士在他的報告當中也提到了GW級的系統集成技術是我們需要攻克的下一個關于儲能大規模發展的重要技術。
另外，從儲能應用發展趨勢，應該說從電源側到電網側到用戶側都有不同應用領域。
電源側分為幾種類型，一是新能源強配，像剛才說的10%-20%，三小時或者四小時的配置。二是傳統的火電機組，結合儲能系統增加調頻響應性能。
第二電網側建立獨立的儲能電站。一種類型結合變電站設施，在變電站內或者變電站周邊建設獨立儲能電站。還有一個新型的商業模式，幾個不同新能源廠站共享儲能電站，這樣可以提升儲能電站應用效率。
再者是用戶側儲能，昨天發改委將工商業目錄電價已經取消，進一步把工商業電價直接納入到市場化的交易，這會對用戶側的儲能起到一個極大促進作用。
這是對未來五年“十四五”儲能發展的預測，從發改委的文件上，預測到2025年，裝機大概在3500萬千瓦，目前裝機量到去年年底是300萬千瓦，所以按照發改委的預期，在未來的五年市場是十倍的增長，但行業內估計比較樂觀，可能會在6000萬，甚至到1個億左右，是現在市場容量將近20倍到30倍，所以實際上新型儲能的發展未來可期。
關于儲能產業發展，一定是跟商業化推廣息息相關。在“雙碳”目標下和剛才大的政策激勵下，對于儲能項目開發和商業化有什么樣的建議?
第一、我們覺得還是大頭在新能源的接入，促進可再生能源的消納，所以一定要優先推動電源側或者電網側的儲能應用，這種大規模的配置受電網的調度，是主要的增量發展方向。
一是現在考慮到市場化的交易，即使是強配，新能源怎么和儲能一起聯合參與電力市場的交易，能夠減少考核，促進新能源消納，是一個方向。
二是建設獨立的共享儲能電站，一方面可以為周邊新能源消納進行服務，另外一方面接受電網的調度，給電網提供調峰或調頻的服務。
第三在調頻資源比較緊缺的區域，結合火電機組的靈活性改造，開展火儲聯合調頻的項目，這是關于電網側和電源側儲能的應用。
第二是在用戶側的儲能應用，結合儲能和中國智慧能源的服務，尤其是分布式光伏和儲能相結合，這樣促進分布式光伏就地消納。另外，注重數字技術和儲能領域的跨界融合，實際上發揮現有的一些移動車輛能量存儲資源。
第三，剛才有一些嘉賓也提到關于虛擬電廠，結合分布式的能源產生，包括一些可控的負荷，再加上儲能，一起聯合形成一個虛擬電廠。
這里有幾個重點的方向也是我們目前在探索的。
第一、新能源的配套，“兩個一體化”配套儲能項目，我們認為未來60%到70%儲能市場還是源于新能源的消納市場。
第二、在滿足經濟性的基礎上，在新能源配置比較多的地方，建設共享的儲能電站，為周邊新能源消納服務，同時接受電網的調度，參與電網的調峰調頻服務。
第三、給系統提供調頻或者給系統提供一些靈活性的措施。
第四、在用戶側的儲能，像5G的基站也好，現在很多數據中心為了降低能耗的指標，把綠電和儲能相結合，直接給數據中心供綠電。
最后，虛擬電廠這樣的服務。
所以我認為這五個方向是在“十四五”期間儲能產業重點會布局的商業化的方向。
剛才講到儲能新能源的強配，實際上這里面臨很多問題，因為所有的這些儲能設施都是在新能源廠站的表儀里面，實際上調度很難去調用，儲能只能為單一的廠站服務，利用效率非常低，所以在這里推出不要單獨的在每一個新能源設施廠站內建立儲能系統，而是建立獨立共享的儲能電站，為周邊的新能源廠站服務。
第一、可以促進新能源的消納。第二、提高新能源發電預測準確度，這樣進入電力市場交易后，減少考核。第三、因為本身可以參與電網輔助服務，可以提升電網的穩定性。第四、進一步優化電網的潮流，優化電網的結構。
這里有幾種盈利模式，剛才說的棄電增發，電站考核的降低，一次調頻或者二次調頻的服務，包括租賃、容量也可以獲益，所以這樣避免單一來源的獲益模式，增加他的儲能電站的收益模型。
再有一個剛才介紹跟火電機組一起來提供聯合調頻的服務，可以提升機組的調頻響應的性能。直接收益就是直接從輔助服務當中獲益，間接收益減少機組的損耗，延長機組設備的壽命。
最后是用戶側，可以利用峰谷電價差，取消目錄電價之后，對用戶側的儲能參與市場化的交易應該是一個極大的促進作用。
我的匯報就這些，謝謝大家。
(本文根據會議現場發言嘉賓的速記整理而成，未經本人審核。)
