2019年，中国的储能产业在调整中前行，有关数据显示，截至2019年12月底，我国已投运储能项目累计装机规模为32.4吉瓦（含物理储能、电化学储能、储热），同比增长3.6%。其中，电化学储能项目的累计装机规模为1709.6兆瓦，同比增长59.4%，与2018年175.2%的增长率比起来，高速发展的电化学储能装机似乎踩了急刹车，但是2019年636.9兆瓦的新增装机规模，仍然保持了中国储能市场的平稳发展。
2020年是“十三五”的收官之年，也是“十四五”规划布局之年，目前，储能系统成本的快速下降为商业化应用奠定了基础，国家层面政策的出台直接推动了储能发展的热潮，储能产业链布局完善，培育了具有国际竞争力的市场主体，培育了宁德时代等一批技术领先的储能厂商，为我国储能规模化发展奠定了产业基础。
近日，宁德时代
新能源科技股份有限公司董事长助理孟祥峰就储能行业发展现状、面临的困境、电化学储能的应用场景，以及未来储能发展的方向与建议等方面接受了本刊记者专访。
《中国电力企业管理》：请您介绍一下目前储能产业发展的现状。
孟祥峰：我国储能产业的战略布局可追溯到2005年出台的《可再生能源发展指导目录》；2010年出台《可再生能源法修正案》，明确规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术；2011年，储能被写入“十二五”规划纲要；2017年10月，国家能源局出台储能行业第一个指导性文件——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，指出要在第一阶段(主要为“十三五期间”)实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段(主要为“十四五期间”)实现商业化初期向规模化发展转变。同时，各省区市也陆续出台关于推动储能产业发展的各项政策。
由此可见，国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、政策角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。
近三年来，储能发展最快的类型是电化学储能，而电化学储能的主流是锂离子电池。据统计，目前中国储能装机规模位列全球第一，占全球装机总量17.3%，美国、日本分列二、三位。我国的储能项目目前主要建设在
清洁能源富集地区和负荷中心地区，发展最快的省份包括江苏、青海和西藏等，其投产项目的储能装机规模位居我国前列。
《中国电力企业管理》：目前储能的发展仍然受制于较高成本、市场机制不够明晰等问题，无论是电网侧还是用户侧的项目开展都遇到了困难。您认为这些困难和问题主要集中在哪些方面？
孟祥峰：储能产业经过了十年的探索发展，技术上已具备规模推广的条件，目前最大的问题就是经济模型和商业模式的问题。同时，在电化学储能的应用推广上，还存在体制机制上的一些问题需要解决。主要表现在如下几个方面：
一是缺乏明确和稳定的
价格机制。电网侧储能不得纳入输配电价，投资成本无法疏导。发电侧储能设施参与电力辅助服务和新能源消纳，很多地方的政策并不明确，已出台的政策缺少可操作的细节，落地执行变数多，投资收益难保障。用户侧储能收益模式单一，且受降电价影响，“投资+运营”的模式难以为继。
二是独立储能电站参与电力市场交易的身份和规则有待进一步明确。对于储能参与电力市场交易，在很多地方只有原则性规定，具体的充放电时段、价格、调度、结算等规定都不明确，无法落地和商业化运行，严重影响储能电站的运行效能和投资回报。
三是储能行业标准规范已初步建立，但仍需不断完善。储能关键设备良莠不齐，国内外都出现过一些储能电站起火事故，需要引起高度重视，避免一哄而上，留下隐患。部分地方要求可再生能源发电需要配置一定比例的储能，但是对于储能系统没有技术要求，对储能系统如何并网、如何参与可再生能源消纳也没有详细规定，势必造成业主在选择储能供应商时成本优先，造成低价恶性竞争。
《中国电力企业管理》：储能作为能量灵活存储和释放的介质，是解决光伏、风能等可再生能源波动、提高电网安全可靠经济运行的重要手段。随着技术进步，电化学储能较抽水蓄能为主的物理储能，具有明显的资源节约和电气性能优势。请您介绍一下电化学储能技术在电力领域中的主要应用场景。
孟祥峰：电化学储能技术在电力领域中的应用分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景。三大场景又都可以从电网的角度分成能量型需求和功率型需求。能量型需求一般需要较长的放电时间（如能量时移），而对响应时间要求不高。与之相比，功率型需求一般要求有快速响应能力，但是一般放电时间不长（如系统调频）。
发电侧对储能的需求场景类型较多，主要包括能量时移、系统调频、可再生能源并网三类场景。能量时移是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，也是能量时移；频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。随着新能源的并网，风光的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧，传统能源（特别是火电）由于调频速度慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节等错误动作，因此不能满足新增的需求。相较而言，储能（特别是电化学储能）调频速度快，电池可以灵活地在充放电状态之间转换，成为非常好的调频资源；由于风电、光伏发电出力随机性、间歇性等特点，其电能质量相比传统能源要差，由于可再生能源发电的波动（频率波动、出力波动等）从数秒到数小时之间，因此既有功率型应用也有能量型应用，一般可以将其分为可再生能源能量时移、可再生能源发电容量固化和可再生能源出力平滑三类应用。
储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持三类。一是缓解输配电阻塞。线路阻塞是指线路负荷超过线路容量，将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。二是延缓输配电设备扩容。传统的电网规划或者电网升级扩建成本很高。在负荷接近设备容量的输配电系统内，如果一年内大部分时间可以满足负荷供应，只在部分高峰特定时段会出现自身容量低于负荷的情况时，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施成本，延长原有设备的使用寿命。三是无功支持。无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率来调节输电电压。无功功率的不足或过剩都会造成电网电压波动，影响电能质量，甚至损耗用电设备。电池可以在动态逆变器、通信和控制设备的辅助下，通过调整其输出的无功功率大小来对输配电线路的电压进行调节。
用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用户的成本。用户分时电价管理方面，电力部门将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，即为分时电价。用户通过电化学储能系统低谷储电、高峰放电，达到降低电费成本的目的；容量费用管理方面，我国对供电部门大工业企业实行两部制电价：电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值。容量费用管理是指在不影响正常生产的情况下，通过降低最高用电功率，从而降低容量费用。用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰时负荷放电，从而降低整体负荷，达到降低容量费用的目的；提高电能质量方面，由于存在电力系统操作负荷性质多变、设备负载非线性等问题，用户获得的电能存在电压、电流变化或者频率偏差等问题，此时电能的质量较差。系统调频、无功支持就是在发电侧和输配电侧提升电能质量的方式。在用户侧，储能系统同样可以进行平滑电压、频率波动，例如利用储能解决分布式光伏系统内电压升高、骤降、闪变等问题；提升供电可靠性方面，储能用于提高微网供电可靠性，是指发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。
《中国电力企业管理》：目前贵公司参与的国内电化学储能电站项目有哪些？
孟祥峰：从发电侧看，鲁能海西州国家级多能互补集成优化示范工程储能电站作为全国第一批落地的大规模多能互补示范项目，具有削峰填谷、减少弃风弃光、兼顾经济等作用，为地区和企业提供清洁、廉价的电力支持；可以平滑风光功率输出，实现小时级平稳功率输出、分钟级平滑功率曲线，提升电力品质；提供辅助服务，减小跟踪发电计划误差；参与调频，快速跟踪系统频率变化，助力电网安全、稳定运行等作用，具有重要示范意义和经济价值。宁德时代采用主动均衡BMS策略，SOC精准计算、智能化诊断，可有效保证储能系统的可用容量和使用寿命；电池系统高效的散热管理系统，保障电池组寿命和可靠性；实现储能站点100兆瓦时跨越式突破，成就全球首个发电侧100兆瓦时级储能项目。
张北国家风光储输示范项目是国家金太阳工程重点项目、国家科技支撑计划重大项目和宁德时代坚强智能电网建设的首批
试点项目,是国网系统目前规模最大，集风电、光伏发电、储能、智能输电于一体的新能源综合利用
平台；能够通过风光互补、储能调节、智能调度，实现新能源发电的稳定、可控，可有效破解新能源并网的技术难题；可验证新能源发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调频等功能；宁德时代在张北国家风光储输示范项目中采用模块化设计、厂内集成测试、整体运输的模式，是当时唯一具备“黑启动”功能的厂家。
输配电侧，晋江百兆瓦时级储能电站是“十三五”国家重点科技专项、智能电网技术与装备重点专项应用项目，为附近3个220千伏重负荷变电站提供调峰调频服务，有利于提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性。5月8日，项目获得全国首张独立储能电站电力业务许可证（发电类），标志着项目即将进入商业试运行，将为能源革命注入颠覆性创新技术，强力推动能源转型升级。
晋江储能电站所采用锂电池是由宁德时代研发的超过1.2万次循环寿命的储能锂离子电池单体，存储寿命超过20年，具有低成本、长寿命、高安全、高转换效率等特点。产品的应用落地大幅提高了锂离子储能电池系统服役寿命，可降低至少50%的全生命周期储能产品成本投入，为储能产品推广应用提供了优质、颠覆性的解决方案。
同时，宁德时代开发了适用于100兆瓦时级大规模电池储能电站统一调度与控制系统，实现储能电站响应时间300毫秒（国际上500毫秒），控制偏差小于2%（国际上＞3%），可为全国范围内大容量储能电站的推广应用提供优质的储能电站集成、调控方案，推动智能电网大规模储能技术的应用；并提出基于下垂和惯量的储能变流器虚拟同步机控制策略，开发出具有虚拟同步机功能的500千伏安储能变流器，充放电转换时间快达40毫秒，充放电转换效率最高98.93%，可快速主动参与电网的有功调频和无功调压，提升储能系统的鲁棒性、抗扰动性。
《中国电力企业管理》：储能产业经历了2019年的减速调整，业界各方对2020年的储能发展寄予了厚望。然而新冠肺炎疫情暴发，对国内外储能市场的发展均产生了深远的影响。您认为储能产业发展的前景如何？对于促进储能产业可持续发展，您有哪些建议？
孟祥峰：近年来，我国太阳能、风能等可再生能源发展迅速，目前已基本实现平价上网，未来将成为发电装机的主体。锂电池储能+可再生能源发电，使我国能源从“资源依赖”走向“技术依赖”，不仅没有资源枯竭，还可以通过不断的技术创新，提高系统能量转换效率、持续降低系统成本，是实现国家能源长久安全、降低社会用能成本的重要举措。
我认为持续、快速、健康发展电化学储能，应该从以下几个方面着手：
一是强化顶层设计。将储能纳入《中华人民共和国能源法》和国家“十四五”能源发展规划，明确储能的法律地位，并在电力发展规划、可再生能源发展规划中进行具体部署。当前可再生能源平价上网还存在一定压力，配套储能产生较大的成本压力，要合理化解这一发展矛盾。
二是建立价格机制。长远看，要还原能源的商品属性，加快推进电力市场化改革，完善现货及辅助服务市场机制，更好地发挥市场作用，让价格充分体现储能的价值。允许保障电网运行安全的电网侧储能电站纳入电网规划，准许进入输配电成本核算；对于满足一定条件的独立储能电站（如规模、可靠性等），给予两部制电价；明确储能参与电力辅助服务的政策和操作细则，建立基于性能和效果的调度机制。
三是加强技术攻关。将大规模储能关键技术研究及其产业化应用，列入国家科技重大专项，进一步提高储能系统的安全性、可靠性、循环寿命、转换效率、数字化管理和云监控等关键技术，进一步降低系统成本，促进储能产业的高质量发展。
四是完善标准体系。在全球率先建设若干吉瓦时级大型储能电站，总结大型储能电站工程开发和多场景应用经验。在技术攻关和示范应用基础上，完善储能系统安全、循环寿命、系统集成等标准，建立储能电站消防验收、环境评价、设施备案等管理体系，为储能规范化发展保驾护航。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期，作者系本刊记者
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