隨著全球能源轉型的加速，儲能技術成為連接可再生能源發展與電網現代化的關鍵紐帶。近年來，中國儲能裝機規模迅速擴大，已成為全球儲能市場的重要力量。
但新型儲能在蓬勃發展的進程中，涌現出很多問題。從產業角度來看，新型儲能技術如何助力地方產業提升國際競爭力？儲能電池企業又如何應對國際合規和市場競爭的挑戰？電力系統方面，新型儲能如何助力電力系統轉型？新型儲能如何更好成為未來新型電力系統的壓艙石？
為了探討這些與新型儲能發展有關的問題，界面新聞工業組與綠色和平地方氣候行動力項目組合作欄目，特邀請行業核心專家和學者進行專訪與撰稿，深入探討儲能技術的發展現狀和未來方向。
界面新聞記者 ｜ 戴晶晶
2011年12月的冀北壩上高原，國家電網牽頭建設的世界上首個集“風力發電、光伏發電、儲能系統、智能輸電”于一體的國家風光儲輸示范工程竣工投運：風電98.5兆瓦、光伏發電40兆瓦、儲能20兆瓦。
這個新能源開發利用的“試驗田”落定，也開啟了電網公司驗證儲能技術和探索應用場景之路，之后接連的示范項目中不乏比亞迪(002594.SZ)、中航鋰電和中創新航(03931.HK)等老牌電池廠商參與的身影。但新型儲能的性能和成本等問題拖累產業化，商業模式也毫無頭緒，直到2018年電網側儲能才顯現爆發的趨勢。
2019年5月，國家發改委《輸配電定價成本監審辦法》明確指出抽水蓄能電站、電儲能設施不得計入輸配電定價成本；隨后國家電網和南方電網發文嚴控投資，果斷離場，電網側儲能發展勢頭戛然而止。
跨越了數年的低迷期，在建設新型電力系統和電池產能擴大的催化下，2023年新型儲能行業全面提速、熱錢奔涌、應用場景多點開花，風光企業也紛紛搶灘儲能賽道，當年新增裝機規模首次突破20吉瓦，三倍于2022年同期水平。
進入2024年，市場依舊如火如荼，上半年中國新型儲能累計裝機已達44.4吉瓦，較2023年底增長超過40%，但隨著價格戰中儲能系統報價進入每瓦時“0.5元時代”，內卷陰霾已籠罩在整個行業頭頂。
從實際應用看，儲能與電網的關系千絲萬縷，電源側新能源強制配儲反而帶來利用率低的困境。此外，產業政策和電力市場環境亟待完善，還未形成清晰的儲能商業模式和成本回收機制。
近日，界面新聞采訪了北方工業大學學術委員會委員、電氣工程一級學科責任教授李建林，以厘清儲能市場游戲規則并判斷行業發展趨勢。他同時也是中國可再生能源學會儲能專委會秘書長，中國電工技術學會儲能標委會秘書長，IEEE PES儲能技術運行控制委員會副主席。
李建林在中國科學院電工研究所工作多年，是新型儲能行業發展的見證者。
本次采訪內容分為上下篇。在上篇，李建林指出當前的新型儲能行業正在洗牌，并介紹了新能源強制配儲政策由來，電網、發電企業與儲能之間的關系，以及新型儲能當前行之有效的支持政策。
以下為采訪實錄(上)，刊發時有所刪減。
界面新聞：內卷是當前國內新型儲能行業的關鍵詞，您如何評價當前儲能行業發展趨勢與企業生存狀況？
李建林：無論是從國家政策的鼓勵還是產業界的努力看，儲能行業都是積極向上的。儲能裝機規模和在電網中的作用正在不斷擴大，形成了一個具有潛力的市場和行業趨勢。
然而，這并不意味著每個企業或個人都能從中受益。
從國際太陽能光伏與智慧能源大會暨展覽會(SNEC)可以看出，近年許多企業的業務都從風光擴展到了儲能。2023年，市場對儲能行業充滿希望，展會規模龐大，人人臉上都洋溢著幸福的笑容，但當時就有預言稱，到2024年，可能60%-70%的企業會面臨困難，甚至倒閉。（編者注： 2023年5月，遠景能源儲能事業部總經理鄭漢波曾在一場會議上表示，很多儲能系統集成商還在解決生存問題，到明年可能80%企業會倒下 。）
事實證明，這種洗牌正在發生，許多企業已經無法維持經營。
我常在各種場合強調，行業需要自律，不能亂搞。為了拿訂單，有些人不擇手段。儲能系統報價急劇下降，從前年每瓦1.4元降到現在的0.8元甚至0.6元，這種不符合市場規律的價格戰無法持續。事實上，拿到訂單的人也面臨困境，只是死得稍晚而已，而拿不到訂單的人立即出局。
從商業規則來看，很多企業無法長久生存。真正能生存下來的企業往往是多元經營的，不完全依賴單一市場。另外，大型央企業由于有較大的資金池，可以不惜成本地搶占市場，擠壓那些有創新但風險抵御能力較弱的企業。
電池行業也是如此，許多電芯供應商無法長期生存，最終市場會集中在少數幾家公司手中。盡管這符合行業的發展規律，但也可能導致未來特別是在核心技術和專利方面的國外競爭等問題。
商業環境太復雜，三角債是一個經典問題。企業辛苦拿到訂單后開始供貨，必須維護信譽，但大環境不好，導致應收賬款難以回收。
以光伏電站為例，假設投資20億元，設備供應商供貨的合同金額是5億，為趕工期，短期內大量從供貨商購買設備，但光伏電站可能已經被轉手多次，通過資本運作變換了投資方，合同失效，成為壞賬。但供貨商的賬單必須支付，一旦他們無法收到貨款，可能會提出訴訟，導致企業陷入被動。
界面新聞：電網公司建設和管理儲能電站，能直接解決當前利用率低等問題。比如湖南的黑麋峰抽水蓄能電站，原隸屬于中電國際五凌電力有限公司，建成后每年調用次數不超過30次，無法盈利。在國資委的批準下，于2013年8月被國網新源公司接管后，調用次數立刻增加，轉虧為盈。這證明問題不在于技術，而在于管理機制。您的角度如何理解電網、發電企業和新型儲能之間的關系？
李建林：最初的新型儲能項目就是由國家電網公司先行先試。位于河北省張北縣的風光儲能基地是中國首個風光儲輸項目，于2009年啟動。該項目儲能容量達到20兆瓦，包含鋰電池、液流電池、超級電容器等多項技術。
此后，國家電網陸續部署了許多示范工程，在江蘇、河南、湖南等地建成了百兆瓦級的項目。從規劃上看，電網公司每年都會列出10個儲能方向的項目，經過十年累積了100個項目，涵蓋了所有可能的應用場景，驗證了儲能在電力系統中的各項作用。
電網公司對儲能有深入的理解，但隨著國家出臺和推進《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（電改9號文），以及2019年《輸配電定價成本監審辦法》等文件明確儲能成本不納入輸配電價，限制了電網公司在儲能領域的擴展。
發電企業現在大力發展儲能，實際上是迫于無奈。根據“雙碳”目標，風電和光伏的裝機容量必須達到12億千瓦。五大發電集團必須提前實現碳達峰，新能源裝機容量占比必須達到50%，這種硬性要求迫使發電企業尋求解決方案，依靠大規模的可再生能源基地，如三北地區的項目。
由于負荷預測偏高、市場供需變化較大、工程建設與電源發展不協調等問題，部分特高壓工程投運后最大輸電功率一直未達預期，輸電能力發揮不充分，工程利用小時數偏低。由于我國能源分布不均，原有的電網架構難以滿足大規模、長距離的電力傳輸需求。特高壓輸電不僅能緩解地區間電力負荷不平衡的問題，提高電力傳輸效率，還能擴大可再生能源的消納范圍，減少風能和光能的浪費現象。
從建設周期來看，光伏電站通常需要3至6個月，風電項目為1年，而特高壓項目則需要1.5至2年。理論上，特高壓電網的建設應先行一步，以確保與建設速度更快的風光電站形成“源網匹配”，從而實現同步投產和高效消納。
之前新能源消納就曾成為爭議話題，所以風光儲能基地建設過程中，制定了相關行業標準，要求風電和光伏必須達到一定指標才能并網，以確保電網安全。
界面新聞：這是否是新能源強制配儲的由來？
李建林：新能源項目的強制性儲能要求，正是從這一背景中產生。當年我參與了張北風光儲能項目的開發，其中配備10%的儲能比例要求是通過調度上對誤差的管理提出的。比如，電網要求發電方提前一天提交出力曲線，8點出力為100千瓦，8:15為200千瓦。電網根據這些數據進行電力平衡調度，確保頻率穩定。然而，如果實際出力與預期偏差過大，比如承諾100千瓦但實際為0千瓦，就會對電網的其他調節資源造成影響。
這種不準確的預測會導致電網不得不迅速增加火電出力或減少負載來保持平衡，這種不確定性帶來的代價會懲罰其他參與者。因此，電網公司設定了調度誤差必須在正負10%以內，以便于調度安排。之后，電網也驗證了10%的儲能配置足以滿足穩定性的要求。（ 編者注：2017年，青海省發展改革委發布《2017年度風電開發建設方案》，要求風電項目按照裝機容量的10%配建儲能，此后其它省份陸續開始對新能源配建儲能提出政策要求。 ）
在青海等地區，由于新能源發電占比較大，電網優先接入有儲能支持的項目。比如，國電集團下屬的龍源電力曾為遼寧臥牛石50兆瓦風電場安裝5兆瓦的液流電池，電網公司就針對其實施了優先調度政策，并在需要切除電站時盡量保留此電站，這增加了電站運行時間，帶來顯著的經濟效益。
儲能的應用不僅能提高新能源發電的穩定性和可靠性，還能為電網的整體調度帶來更多的靈活性。因此，盡管配儲從強制變為推薦，但在許多地區已經成為普遍實踐，因為其能夠顯著提高新能源電站的并網能力和經濟效益。
界面新聞：電網如何對風光和儲能進行調度？是否存在分開調度的情況？
李建林：在風電、光伏和儲能的調度中，通常將它們視為一個整體項目進行調度，而不是單獨操作。電網公司只會下達外部指令，而不關心具體的技術細節。比如，當電網需要某個爬坡率或其他性能指標時，如果沒有儲能系統，這些要求可能無法達成。有了儲能系統，風電和光伏就能夠穩定輸出，滿足電網的調度要求。在西北電網中，這種要求尤為嚴格。如果不能按要求提供穩定的電力輸出，電網會直接切除不符合要求的電站。
為了符合電網的調度要求，風電和光伏電站需要具備調頻和調壓的能力，如果沒有儲能系統，就需要將三分之一的機組待命，以隨時調整輸出。因此，儲能的主要作用不在于發電，而是在于平衡和穩定輸出，以滿足考核要求。類似于高速路上的車輛在監控點減速，儲能系統能在關鍵時刻進行調整，確保電網穩定。
目前，業界普遍的做法是增加10%的儲能作為風電和光伏的杠桿，這意味著建設100兆瓦的儲能電站可以換來1000兆瓦的風電項目。這種配置被視作并網的必要條件，尤其是在跑馬圈地的背景下，儲能成為了進入市場的敲門磚。
許多發電企業為了獲得并網資格，會與儲能供應商合作，雙方心照不宣地拿路條與賣電池。但電網公司未能從中直接獲利，所以存在一刀切的情況，體制機制還存在完善的空間。
界面新聞：目前新型儲能有哪些行之有效的支持政策？
李建林：當前儲能行業中，工商業儲能的商業模式相對清晰，特別是在江蘇和山東等地，企業有自發建立儲能電站的動力。
山東已經實施了一些靈活的政策，比如在光伏發電高峰期，電價可能降至零甚至出現負電價。這意味著建造光伏電站的投資回報需要重新計算，因為原本依靠太陽能發電的計劃可能會被打亂，導致回收期延長。在這種情況下，儲能成為一種有效的解決方案。通過在電價低時存儲電能，并在需要時釋放，可以平衡發電和用電的不匹配問題。
在全國范圍內，峰谷電價差距的逐步擴大也為儲能提供了更多機會，比如尖峰電價和深谷電價的設置。江蘇的儲能用戶數量近年來增加顯著，當地的大型電池制造企業也會通過建設儲能電站來消化庫存，并實現現金流的轉化。
儲能的盈虧平衡點正在下降。前幾年儲能的度電成本約為0.7元，而現在隨著電池技術的進步和循環壽命的增加，盈虧平衡點已經降至不到0.63元。這種變化增加了工商業儲能的經濟性，尤其是在江蘇等地，峰谷差達到了0.76元，帶來了盈利空間。
江蘇還積極推動需求響應。當電網負荷過高時，鼓勵用戶減少用電以緩解壓力，并給予經濟補償。儲能系統在這種情況下不僅可以減少用電，還可以通過放電來支持電網負荷。湖南和浙江等地也在效仿實施這種政策，電網公司通過調動儲能資源來實現調度目標，無需直接投資，從而降低風險。