储能的灵魂之问：对电力系统究竟有多少用？

2023年9月16日，全球能源转型高层论坛上，中国工程院院士刘吉臻一句话慷慨激昂：

“对储能一定要有个清醒的认识，储能不是万能的，将来新型电力系统，能源转型以后的以新能源为主体的能源系统，储能要发挥作用，但是十分有限！”

这一句颇如长坂坡上一声吼，浩浩荡荡的产业大军都要停下来思索几分。

过去，我们经常谈政策引导、产能出清、技术迭代、品类对比，忙的不亦乐乎，谈的是“有什么用”，这是产业角度。

现在，面对储能这么一个新玩意，还需要谈的是怎么定位它、实际使用情况如何、市场机制有没有让它发挥的空间、政策落地情况如何，谈的是“有多少用”，这是电力系统角度。

面对业内“源网荷储”的声音，南方电网专家郑耀东在2023高工储能大会上表示，“储能永远不会成为电力系统的‘第四只脚’”。

那么，如何对待储能就成了下一步需要考虑的问题。

10月25日，国家发改委、国家能源局发布《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，明确指出，科学安排储能建设，按需科学规划与配置储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节与稳定控制能力。

在讨论怎么因地制宜之前，我们应该重新审视目前的储能应用情况如何。

结合近期与电力从业人员的沟通，芯流智库注意到，对于电力系统来说，储能还需要斟酌如下几点：

1、发电侧配储不是终点；

2、储能侧也有一本难念的经；

3、错综复杂的电力系统。

01

发电侧配储不是终点

自2019年开始，强制配储政策就驱动着大量装机，行业从外部看是轰轰烈烈的样子。

但据业内人士透露，实际操作过程中，无论是国家还是地方都没有一套详细的标准来指导如何合理利用储能设备。

这就导致了一个严重的问题：尽管发电侧按照政府要求配备了储能设施，但由于缺乏明确的操作和安全标准，电网侧在实际应用时显得非常谨慎。

基于安全考虑，电网调度根本不知道调用多少合适，面对一系列可能出现的未知风险，储能有，但是利用不起来。

这种考量并非没有道理，如果发电集团手中只有一个量化指标，那采购的电池质量会不会有问题，配套的防护工作会不会没做好，都会造成巨大的安全隐患。

这样的结果就是谁都不满意。直到今年，才密集跟进了几个政策。

2月5日，国家标准化管理委员会、国家能源局印发《新型储能标准体系建设指南》，制订新国标。

11月16日，国家能源局综合司发布《关于加强发电侧电网侧电化学储能电站安全运行风险监测的通知》，强化发电侧、电网侧电化学储能电站安全运行风险监测及预警。

但仅仅做到这些还是不够。

电力从业人员范尔昆感叹，“虽然目前锂电、液流等储能技术宣称10年或12年的寿命，但大家心里都没底，最早装上的一批也不过才两三年，充放次数根本不足以测试其是否能达到宣传的参数。就行业反馈来说，内部的人其实对此也不是特别有信心”。

这一点对新型储能技术倒是个好消息，站在如今这一节点，无论是锂电还是液流，其实都没有经历过一个完整的检验周期。

如果上述问题都能解决，又一个尖锐的问题等在前面：经济性。

2023世界动力电池大会储能发展高峰论坛上，电科院首席技术专家惠东指出，新型储能装备的调节成本还远高于灵活性改造的火电机组。

现在灵活性改造的火电机组，调节一度电可能的成本是0.05-0.12元，抽水蓄能调节一度电的成本大概是0.25-0.4元。但是以新型储能中目前表现最好的电化学储能来说，现在其调节成本也基本上到了0.5-0.6元，几乎是火电调节成本的5到8倍、甚至更高。

储能系统的建设可以立足未来谈理想，但最终还是要落地于现实的成本考量。

从国家能源局发布的1-11月份全国电力工业统计数据来看，火电依然保持着绝对装机规模的高速增长。除了做支撑性电源，还承担了一部分调节作用。

1-11月全国电力工业统计数据一览表

对此，南方电网专家郑耀东指出，储能电站“建而不用”可能是因为质量问题，但“建而不调”并不奇怪，可能是调用了别的更经济的调节资源保持了电力供应和频率稳定。水电、火电、核电机组均有调节能力，都是储能的竞争对手。

图源：2023高工储能年会

从政策落地到质量检验，再到成本考量，储能都需要时间才能完全释放价值。

02

储能侧也有一本难念的经

既然是强制配储，作为一件增加成本的事，就不得不考虑企业配储的愿力。

今年3月，毕马威发布的《新型储能助力能源转型》报告认为，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，给企业带来较大压力。企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。

而2022年11月，中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》明确指出，新能源配储项目等效利用系数为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%以及用户储能为28.3%。

这一现象造成的后果是，既然配储是额外的成本，那就让这个成本越少越好。于是，劣币驱逐良币的现象便产生了。

电力从业人员范尔昆指出，需要配储的企业风风火火招标，价优者得，产业端不断涌入新人，疯狂扩建产能，价格一路下降，自后半年开始，呼吁产业降温的声音便不绝于耳。可市场摆在那里，对一部分需求来说，是越便宜越好，质量反而在其次。如此一来，储能确实进来了，却没有被用上。

对成本的敏感性不仅影响着储能质量，也影响着储能品类。

范尔昆感慨，在如今这一时间节点，磷酸铁锂对其他技术路线就是碾压式的存在，因为它太便宜，每瓦时一块二、一块三的价格，提供了任何种类储能都提供不了的经济性。

液流是新技术，也有不小的降本压力。

芯流智库了解到，甚至掌握钒矿的企业都比钒液流电池企业更有吸引力。对此，发电企业的思路很明确：技术确实有创新，但并没有降多少成本。钒矿企业既然表示可以直接租矿，那他们带来的效益可能更明显。

范尔昆透露，从总量上看，做电力系统辅助服务的池子很小，可能只有3-5%。储能真正要做到更大的市场，还要针对电能量本身下功夫，现货市场是一个比辅助服务市场大20倍的池子。

对此，南方电网专家郑耀东也表示，储能电应该在电力市场中独立设置交易品种，买绿电、买储能电可能更有利于产品的出口。

刘吉臻院士曾经用了一个很形象的比喻，在大规模新能源消纳的过程当中，新型储能基本上没有发挥什么显著的作用，相当于长江水弄了几个装矿泉水的桶，没有起到什么作用。因此，对症下药很重要。

图源：刘吉臻院士主题报告

03

错综复杂的电力系统

业内人士透露，2015年电改之后成立的电力交易中心，目前也颇为复杂。

各省的电力交易中心现在是央企，但在理论上实际上接近于各地方政府授权的一个事业单位，有一些行政权利。它将代表这个省去撮合省内所有的电力交易，并对电力交易的成交结果负责。

但是事情复杂在：几乎所有省的电力交易人员来自电网企业，这部分人的主要收入来源于电网企业，权力则来自于地方政府授权。

业内总结他们既是“运动员”又是“裁判员”，缺乏足够的公信力。

对此，从2018年开始，国家就出台了相关文件进行股改。

目前看来，自2020年之后，相关的报道力度就有所下降。

据知情人士透露，虽然有一些电力交易中心股改成功了，但这项工作仍没做完，还在推进过程中。在储能进一步寻求市场价值的过程中，电力交易市场无疑是重要的一环。

此外，电网侧对配储这件事也并不着急。

电力从业人员范尔昆介绍，电网侧的盈利，实际取决于国家制订的输配电价的“快递费”。而国家明确规定，快递费是对应于总体的准许成本的，这个准许成本里不能包括新兴储能。

官方虽然放开了一部分机会，如果电网侧投储能确实比投线路更经济，可以允许投储能。但官方并没有表明，电网侧要怎样去证明投储能比投线路更省钱。

如此一来，各个省公司出于没有现行标准也不敢投，担心投了之后不被认可，最后这部分钱就没法回收。因此，电网侧的储能仅仅在各省做了一些试点项目。

对于储能来说，出于电力系统的特殊性质，如何释放价值本就是一个综合的大盘，其不仅依赖产业界的降本增效与技术突破，还要让使用方满意、看见能持续收益的价值回报机制，同时需要有一个开放而严肃的市场机制。

不可否认的是，储能确实承载着新技术的无限价值，但在新型电力系统到来之前，怎样用一个安全而有性价比的方式把它放在合适的位置上，或许是资本之外，有待政企研三方共绘的新蓝图。