10月13日，2021国家能源互联网大会在山东淄博会展中心正式拉开序幕。本届大会以“聚力双碳目标 ，清洁能源互联创新”为主题。旨在积极响应国家号召，围绕能源数字化转型、新能源高质量发展、新型电力系统建设、氢能/储能技术发展、能源互联网技术研发/示范落地/推广应用等展开研讨、交流与成功经验分享，为汇聚更多相关企事业单位加快新型电力系统建设、推进能源互联网新技术新产品应用、积极参与“双碳”目标早日实现行动计划等指引方向。
北京海博思创科技股份有限公司董事长张剑辉出席会议并发表题为《“双碳”目标下新型储能产业发展》的主题报告。他表示，储能可用于电力系统发、输、配、用的各个环节，在时间和空间上改变了电力的生产、传输和消费方式，是构建新型电力系统的重要技术支撑。
以下为发言全文：
张剑辉：各位领导、各位嘉宾，大家中午好，感谢大会的邀请，我是在储能行业从业超过10年的“储能老兵”，所以也想从产业的角度讲一讲“双碳”目标对于储能产业发展的影响。主要分为三部分，一是储能行业发展的现状;二是储能行业发展的趋势研判;三是对于储能项目的商业化推广建议。
储能的重要意义毋庸置疑，前几位嘉宾或多或少都提到了储能，我想强调三点，第一、储能可用于电力系统发输配用的各个环节。第二他是时间和空间上改变了电力的生产、传输和消费的不同方式。第三、他是构建新型电力系统的重要技术支撑。
从储能的技术分类上来讲，包含电化学储能、储电、储热、储氢。我想强调的是每一种储能技术都有自己的优缺点，一个储能技术是不是可以持久，主要考虑两个关键因素：第一、缺点是不是可以通过技术进步和规模化能够快速的解决。第二、优点能不能被其他储能技术以更低成本来替代。
从这两点来考虑，目前来看比较广泛应用的是抽水蓄能，因为从度电成本上来讲，它是所有储能技术里面成本最低的。
电化学储能为什么受所有人关注，或者说新型储能以电化学储能为主，主要还是因为目前的缺点，因为成本比较高，安全性可以通过技术的进步，能够快速来解决。
从电化学角度来讲，锂离子电池的项目，包括成本在快速的下降，是所有电化学储能技术里面应用最多的，研发的热点在往固态电池，主要解决锂离子电池安全性的问题。
从整个市场规模来看，2020年，全球累积投运的储能大概190个GW，这里抽水蓄能是占绝大多数，在世界范围抽水蓄能占比90%，在中国将近89%左右。
去年新增电化学储能容量3.2GW，从技术路线上来讲，还是以磷酸铁锂为主，这是整个过去十年相当于储能整个产业的发展情况。应该说从2017年，电化学储能就是快速增长，2018到2019有一个短暂的下坡，主要因为电化学储能设施不能进入到输配电价的核算当中，所以影响了电网投资储能的积极性。
从2020年开始，很多地区新能源要求强制配额一定比例的储能，所以激发了储能的装机容量。从今年2021年，我们行业预测大概是去年2倍左右，跟2019到2020的增长趋势应该是保持一致的。
从储能政策的角度来讲，在2017年以前，还在不同的探索时期，出台了一系列关于调频辅助服务的储能政策，2017到2019更多的是一个成长期，应该说真正储能快速发展是从去年9月习总书记提出“双碳”目标之后，从今年5月份陆陆续续一系列支持政策，从发改委和能源局出台，最重要的加快推动发展新型储能发展的指导意见，应该说给储能明确了身份地位，同时也有相关的政策支持。
从整个储能的发展角度全面放开，而且最重要的在指导意见里面，给电化学储能明确了市场化交易身份。另外，对储能影响比较大的就是两个一体化，源—网—荷—储一体化和多能互补一体化，很多大型的新能源基地配置大比例的储能的系统，这个对于储能装机容量的快速提升也提到了促进的作用。
这个表大家可以看到基本上全国各地，除了江浙、东北，其他的各地都是要求在新能源接入的时候要有一定比例的储能配置，少的在10%，现在很多竞争性上网区域，储能配比基本上有的将近30%-40%，储能充放电时间基本上2小时到3小时，所以这样的强制配额的政策，客观上催生了储能产业的快速发展。当然这里有一定的弊端。
下面介绍一下关于储能行业发展的趋势研判。
首先从技术的角度来讲，分为短时储能，中短时间和长时储能，从战略意义上来讲，我认为储能目前没有很好的解决长时储能，长时储能从英美国家来讲，他们也作为战略性的技术在持续性的投资和发展。
从下一代的锂离子电池大概在一万次的循环，寿命希望大于20年，系统成本小于每瓦时一块钱，度电循环成本小于一毛钱，本质安全，这也是“十四五”国家重点研发计划提出的关于锂离子电池的发展技术目标。
从发展和应用趋势上来讲，应该向大规模应用去探索，从最早期10兆瓦、20兆瓦，到现在示范项目百兆瓦，下一个发展目标往GW的方向发展。刚才周院士在他的报告当中也提到了GW级的系统集成技术是我们需要攻克的下一个关于储能大规模发展的重要技术。
另外，从储能应用发展趋势，应该说从电源侧到电网侧到用户侧都有不同应用领域。
电源侧分为几种类型，一是新能源强配，像刚才说的10%-20%，三小时或者四小时的配置。二是传统的火电机组，结合储能系统增加调频响应性能。
第二电网侧建立独立的储能电站。一种类型结合变电站设施，在变电站内或者变电站周边建设独立储能电站。还有一个新型的商业模式，几个不同新能源厂站共享储能电站，这样可以提升储能电站应用效率。
再者是用户侧储能，昨天发改委将工商业目录电价已经取消，进一步把工商业电价直接纳入到市场化的交易，这会对用户侧的储能起到一个极大促进作用。
这是对未来五年“十四五”储能发展的预测，从发改委的文件上，预测到2025年，装机大概在3500万千瓦，目前装机量到去年年底是300万千瓦，所以按照发改委的预期，在未来的五年市场是十倍的增长，但行业内估计比较乐观，可能会在6000万，甚至到1个亿左右，是现在市场容量将近20倍到30倍，所以实际上新型储能的发展未来可期。
关于储能产业发展，一定是跟商业化推广息息相关。在“双碳”目标下和刚才大的政策激励下，对于储能项目开发和商业化有什么样的建议?
第一、我们觉得还是大头在新能源的接入，促进可再生能源的消纳，所以一定要优先推动电源侧或者电网侧的储能应用，这种大规模的配置受电网的调度，是主要的增量发展方向。
一是现在考虑到市场化的交易，即使是强配，新能源怎么和储能一起联合参与电力市场的交易，能够减少考核，促进新能源消纳，是一个方向。
二是建设独立的共享储能电站，一方面可以为周边新能源消纳进行服务，另外一方面接受电网的调度，给电网提供调峰或调频的服务。
第三在调频资源比较紧缺的区域，结合火电机组的灵活性改造，开展火储联合调频的项目，这是关于电网侧和电源侧储能的应用。
第二是在用户侧的储能应用，结合储能和中国智慧能源的服务，尤其是分布式光伏和储能相结合，这样促进分布式光伏就地消纳。另外，注重数字技术和储能领域的跨界融合，实际上发挥现有的一些移动车辆能量存储资源。
第三，刚才有一些嘉宾也提到关于虚拟电厂，结合分布式的能源产生，包括一些可控的负荷，再加上储能，一起联合形成一个虚拟电厂。
这里有几个重点的方向也是我们目前在探索的。
第一、新能源的配套，“两个一体化”配套储能项目，我们认为未来60%到70%储能市场还是源于新能源的消纳市场。
第二、在满足经济性的基础上，在新能源配置比较多的地方，建设共享的储能电站，为周边新能源消纳服务，同时接受电网的调度，参与电网的调峰调频服务。
第三、给系统提供调频或者给系统提供一些灵活性的措施。
第四、在用户侧的储能，像5G的基站也好，现在很多数据中心为了降低能耗的指标，把绿电和储能相结合，直接给数据中心供绿电。
最后，虚拟电厂这样的服务。
所以我认为这五个方向是在“十四五”期间储能产业重点会布局的商业化的方向。
刚才讲到储能新能源的强配，实际上这里面临很多问题，因为所有的这些储能设施都是在新能源厂站的表仪里面，实际上调度很难去调用，储能只能为单一的厂站服务，利用效率非常低，所以在这里推出不要单独的在每一个新能源设施厂站内建立储能系统，而是建立独立共享的储能电站，为周边的新能源厂站服务。
第一、可以促进新能源的消纳。第二、提高新能源发电预测准确度，这样进入电力市场交易后，减少考核。第三、因为本身可以参与电网辅助服务，可以提升电网的稳定性。第四、进一步优化电网的潮流，优化电网的结构。
这里有几种盈利模式，刚才说的弃电增发，电站考核的降低，一次调频或者二次调频的服务，包括租赁、容量也可以获益，所以这样避免单一来源的获益模式，增加他的储能电站的收益模型。
再有一个刚才介绍跟火电机组一起来提供联合调频的服务，可以提升机组的调频响应的性能。直接收益就是直接从辅助服务当中获益，间接收益减少机组的损耗，延长机组设备的寿命。
最后是用户侧，可以利用峰谷电价差，取消目录电价之后，对用户侧的储能参与市场化的交易应该是一个极大的促进作用。
我的汇报就这些，谢谢大家。
(本文根据会议现场发言嘉宾的速记整理而成，未经本人审核。)
