对于储能产业而言，箭已上弦，蓄势待发。蓄多大的势决定了它能够发得多远，而“势”中所包含的内容，既包括储能本身的技术积累与突破，也包括市场环境与政策机制的构建与完善。
新能源快速增长 电网迫切需要加强调节能力
新能源的快速增长给电力系统储能发展带来了机遇。目前，我国风电、光伏装机容量均稳居世界之首，截至2019年底，我国新能源装机规模达到4.1亿千瓦，同比增长16%，是世界上新能源并网容量最大的国家，新能源装机已成为我国第二大电源，在局部地区如冀北、甘肃、青海等新能源已成为第一大电源。“从国家电网公司装机增长的情况来看，我国目前新能源总装机比例达到了20%，这只是全国平均数，某些局部地区新能源发电渗透率甚至达到30%~40%，对电网安全稳定运行的影响日益突出。”裴哲义表示。
裴哲义认为，新能源发展进入了新的阶段。过去，由于新能源消纳矛盾突出，弃风、弃光现象较为严重，新能源利用效率不高，但如今新能源利用率已达到95%以上，其发展的主要矛盾已从本身的经济性问题转向由其带来的系统安全性问题。
我国新能源资源与负荷中心呈逆向分布。我国西部、北部地区拥有80%以上的陆地风能、60%以上的太阳能，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，新能源资源远离负荷中心，必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源，这对于电网的长距离输送是一个考验。
同时，新能源高比例接入电网后，增加了电网调峰、调频的压力。新能源大规模的并网运行，使供需双侧都呈现随机波动的特性，常规电源的出力不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源的出力波动，既加大了常规电源的调节压力，也增加了电网的平衡难度。在北方某省，由于光伏不稳定的出力特性，使得该省净负荷呈“鸭子”曲线，中午腰荷甚至低于夜间，常规电源机组需要在中午压低出力，增加了电网调峰的难度。
另一方面，新能源的大规模接入也降低了系统的抗干扰能力，在送端系统，风电大出力时，系统频率调节能力显著下降。以西北电网为例，仿真结果显示，在6800万千瓦负荷水平下，损失350万的千瓦功率来看，若网内无风电，频率下跌0.65赫兹;若风电出力1200万千瓦，频率下跌0.95赫兹，比无风电时增加0.3赫兹。随着未来风机和新能源装机规模的进一步扩大，当西北风电规模达到1亿千瓦时，系统抗干扰能力调频能力将进一步降低。
有关测算显示，我国新能源装机到2035年将超过煤电成为全国第一大电源，煤电与新能源发电量的占比将在2050年出现反转。预计2035年，风、光装机规模分别达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大功率波动预计分别达2亿和4亿千瓦左右，这将超出灵活电源的调节能力，此时，电网迫切需要重新构建调峰体系，以应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动。
转型的大势不可逆，但转型是否会增加安全风险?这一问题如同一把达摩克利斯之剑，时时悬在电力行业的头顶。
今年8月，加州电力系统运营商发布了三级紧急状态，这是自本世纪初加州电力危机之后，加州电力系统运营商首次发布如此高级别的预警。他们预计，在用电高峰期间，加州的电力缺口为440万千瓦。
储能为能源转型的深入推进提供了技术保障，也可在事故发生后提供应急电源。2019年7月13日，纽约曼哈顿发生大停电事件，停电时长5小时，致使7.2万市民陷入黑暗;7月21日，在连续三天热浪袭击下，纽约地区再次受到影响，超过5万户居民断电。在惨痛的停电事故发生后，涉事的爱迪生联合电气公司开始规划310兆瓦/1.21吉瓦时电网侧储能项目。美国国家可再生能源实验室研究发现，部署50吉瓦4小时储能便可以满足美国的峰值容量。
裴哲义表示，受限于资源禀赋的约束，我国电力系统灵活性资源十分有限。常规的火电机组调节深度一般在50%左右，经过灵活性改造的火电机组调节深度大约可以达到60%乃至70%，但从“十三五”期间火电机组灵活性改造的进展来看，实际情况远远滞后于规划目标，而其他的灵活性资源如气电价格昂贵且资源稀缺，抽水蓄能的建设受限于地势条件。基于以上分析，电化学储能必将在我国未来电力系统中扮演重要的角色。
完善政策机制 增强储能市场内驱力
储能的未来或许值得憧憬，但当下的现实却有几分惨淡。经过多年的发展，储能成本有了明显的下降，也基本上具备了商业化应用的基础，但要实现大规模发展，亟待解决的是商业模式及投资回报机制等问题。
近年来，电化学储能已应用于电力系统各环节：用户侧通过峰谷差套利进行需求响应，其应用主要分布于经济发达地区;电源侧的主要商业模式是与火电或新能源电站联合参与辅助服务，如青海、新疆等地区是新能源+储能的重点应用市场，可促进新能源电站增发电量。而广东和山西火储联合调频服务的模式较为普遍;电网侧储能主要分布在江苏和河南、辽宁等地。过去，电网侧储能商业模式以租赁为主，但随着新的《输配电价成本监审办法》的出台这一模式已难以为继。
尽管各种应用场景下的储能商业模式都在积极探索，但就目前来看，效果并不如人意。由于当前电力市场缺乏反映储能多重价值的价格机制和市场环境，使得储能成本难以有效疏导，无论是在发电侧、用户侧还是电网侧，配置储能都很难获得可预期的稳定收益，这导致“谁来为储能买单”成为各方都不愿去面对的问题。今年上半年，数十省份出台鼓励新能源发电侧配置储能的政策，储能的商业应用逐渐转移至发电侧的趋势明显。
最近，新版《电力系统安全稳定导则》实施，要求电源应具备足够的调频、快速提压、调峰能力，新能源场站以及分布式电源的电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致，确保各类电源性能满足电力系统稳定运行的要求。《导则》的实施和相关要求的提出，使新能源场站配置储能成为满足《导则》要求的重要选择。部分地区也出台了相关规定鼓励新能源场站配置一定的储能。“新能源的出力特性决定了它客观上需要配置一定的灵活调节电源来配合它运行。当然，在商业模式和分摊机制上，还需要政策和市场的进一步完善，将储能所发挥的综合效益合理体现在收益回报上。”裴哲义说。尽管我国储能商业化道路颇为坎坷，但在实践探索中仍出现了一些可圈可点的创新模式，如青海的共享储能商业模式为全国推进“共享储能”提供了一个可参考的样本。为深挖储能电站调峰潜力，2018年，国网青海电力公司首次创新提出了“共享”理念。共享储能服务的不是单一的新能源场站，而是多个不同类型的发电主体。2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，拉开了共享储能模式应用的序幕。
相对于储能分散地分布在各个新能源场站，共享储能最大的优势在于可降低边际成本、提高设备利用率、缩短投资回收期。“储能的共享和众筹都是具有普遍推广价值的商业模式，同时对于储能企业所需要具备的技术手段、计量方式、系统测算也提出了更高的要求。”裴哲义说。
目前，储能市场竞逐者资质参差不齐，赛道拥挤，既有深耕储能技术的优质企业，也有存在投机心理的玩票选手。由于新能源发电侧配置储能经济性欠佳，低价中标的现象普遍存在，而质量好、价格贵的储能产品拿不到市场份额，从而导致劣币驱逐良币。“储能安装上去之后，如果质量很差，不仅不能起到应有的作用，还会对新能源场站自身产生安全风险，一旦故障发生，还可能会对电力系统造成一定的影响。”裴哲义说。
裴哲义表示，储能未来发展需要高度重视电化学储能的安全问题，这包括深入开展电池系统火灾蔓延的影响规律研究，建立电池热失控预警模型，制定电池系统安全防护体系和防护装置关联控制策略，开发清洁高效的电池安全防护装置，有效抑制电池热失控扩散及火灾蔓延，加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准等。“从电池本体到BMS再到系统集成，从场地的设计到施工运维，每个环节都要考虑消防安全问题。最近青海和甘肃一些集中式的项目从场地设计都开始考虑消防的问题，说明消防安全意识在储能的实践中已经有了明显提升，这就是一个很大的进步。”裴哲义说，“同时，电化学储能的发展伴随着电动汽车的兴起而实现了成本快速下降，但电力系统中的储能系统规模较大，对于集成技术和安全消防要求更高，需要针对电池模块缺陷、BMS缺陷、充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性差等问题，在技术上不断优化、提出改进措施。”
