随着全球能源转型的加速，储能技术成为连接可再生能源发展与电网现代化的关键纽带。近年来，中国储能装机规模迅速扩大，已成为全球储能市场的重要力量。
但新型储能在蓬勃发展的进程中，涌现出很多问题。从产业角度来看，新型储能技术如何助力地方产业提升国际竞争力？储能电池企业又如何应对国际合规和市场竞争的挑战？电力系统方面，新型储能如何助力电力系统转型？新型储能如何更好成为未来新型电力系统的压舱石？
为了探讨这些与新型储能发展有关的问题，界面新闻工业组与绿色和平地方气候行动力项目组合作栏目，特邀请行业核心专家和学者进行专访与撰稿，深入探讨储能技术的发展现状和未来方向。
界面新闻记者 ｜ 戴晶晶
中国新型储能市场正如火如荼，上半年累计装机已达44.4吉瓦，较2023年底增长超过40%，但随着价格战中储能系统报价进入每瓦时“0.5元时代”，内卷阴霾已笼罩在整个行业头顶。
从实际应用看，储能与电网的关系千丝万缕，电源侧新能源强制配储反而带来利用率低的困境。此外，产业政策和电力市场环境还亟待完善，还未形成清晰的储能商业模式和成本回收机制。
近日，界面新闻采访了北方工业大学学术委员会委员、电气工程一级学科责任教授李建林，以厘清储能市场游戏规则并判断行业发展趋势。他同时也是中国可再生能源学会储能专委会秘书长，中国电工技术学会储能标委会秘书长，IEEE PES储能技术运行控制委员会副主席。
李建林在中国科学院电工研究所工作多年，是新型储能行业发展的见证者。
本次采访内容分为上下篇，在下篇，李建林指出能源革命的真正标志将是电网结构的深刻变革，通过本地化发电和储能，电网将从以往的核心角色转变为辅助角色，显著改变目前依赖远距离电力传输的格局。
此外，李建林还对未来新型储能行业发展趋势作出了评判，并给出了优化行业商业和政策环境的实际建议。
李建林
以下为采访实录(下)，刊发时有所删减。
界面新闻：您提到了峰谷电价和需求侧响应，那您如何看待电力系统转变整体给新型储能发展带来的机遇？
李建林：电力市场的开放是大势所趋，电力交易的放开在某些地区已经开始试点，例如山西、福建和广东。电网公司过去受限于政策红线，许多事情无法参与，而现在这些限制逐步解除。
容量电价的概念已经开始实施。这种机制类似于公司中的基本工资，无论发电设施是否运行，都会给予一定的补偿。大连的200兆瓦液流电池储能电站已经获得了容量电价支持，大大降低了其建设成本。随着更多地区的政策松动，给予100兆瓦级别储能项目容量电价补贴，尽管具体金额因地而异，但这无疑是行业的重大利好。
储能技术的普及和应用是电力市场的必然趋势，各种技术储备的成熟使得政策可以快速适应新的市场需求。南方电网在某些地区已经将输配电价调整为包含储能的成本，这在过去是不可能的。
能源革命的真正标志将是电网结构的深刻变革。通过实现光伏和储能的本地消纳，可以大幅降低电力传输的损耗和成本。传统上，我们依赖于长距离输电，如“张家口的风点亮北京的灯”，但这种模式存在很大局限。相较而言，本地化的发电和储能可以显著提高能源利用效率，减少对长距离输电的依赖。
这种集中式的电力结构在地质灾害或战争情况下存在高风险。长距离输电线路容易成为攻击目标，损失一条关键线路就可能导致大面积停电。相反，分布式的能源结构则能显著提高系统的抗风险能力。
假如各地能够自给自足，分布式发电将成为能源安全的重要保障。在分布式系统下，即使某些地区受损，整体系统仍然可以保持运行。这就好比把鸡蛋分开放在多个篮子里，更加稳妥可靠。
储能系统的目标是在2025年实现度电成本降至0.1元，这虽然具有挑战性，但随着技术进步和规模经济效应，这一目标并非遥不可及。当前，光伏发电成本已经大幅下降，有些项目声称度电成本低于0.2元，尽管这些数据可能略显乐观，但光伏和储能结合后，其整体成本将接近甚至低于火电。
通过本地化发电和储能，电网将从以往的核心角色转变为辅助角色，这将显著改变目前依赖远距离电力传输的格局。这种转变不仅提升了电力系统的灵活性，也降低了对单一能源来源的依赖，增强了整个系统的弹性和稳定性。
电网公司过去的一些政策红线如今逐步放开，尤其是在电力传输和使用方面的限制。在过去，用户不通过高电压等级的变压器进行电力倒腾是绝对不允许的。这样做的原因是因为电网公司需要通过这些高电压等级的设备来盈利，如果用户绕过这些设备，电网公司的收入就会受到影响。
例如，我们曾在连云港参与国网公司的一个项目，当地的一个港口是用电大户，附近有一个光伏电站，他们试图自发进行电力调度，但被禁止，因为这样会减少电网公司的收入。
在陕西榆林，一个名为分散式风电的项目在尝试通过一个变压器连接多台风电机组，实现就地平衡。这种方式减少了对电网的依赖，因为用户可以在不需要电网支援的情况下自行管理电力供应。电网公司因此面临挑战，因为如果所有用户都采用这种模式，电网公司的盈利空间将大大缩小。
尽管如此，从能源利用的角度来看，这种分布式电力管理是合理的。未来的电力系统结构可能会更多地依赖于就地能源平衡，而电网公司将扮演类似“警察”或社会治安维护者的角色，在需要时提供支援。
有人认为，电网公司不应该是一个盈利性机构。就像自来水公司，其主要职责是保障基本服务，而不是盈利。电网公司应该作为服务机构，保障电力的稳定供应和基础设施的建设。利润最大化不应成为其目标，因为这可能导致用户成本增加，影响民生。
在这种理念下，电网公司应该更注重于提供优质的电力服务，而不是盈利多少。国家通过税收来支持电网的基础建设，确保其能够更好地为公众服务。通过这种转变，电网公司的角色将更加清晰：作为一个提供公共服务的机构，其任务是确保电力的稳定供应，而不是通过电力销售获取高额利润。这一转变将使得电力系统更加高效，并能更好地满足未来能源需求。
界面新闻：回归到产业，您认为新型储能需求的驱动力来自哪里？电网侧、电源侧和用户侧各自的发展潜力如何？
李建林：电源侧主要由大型央企和发电企业主导。在这一侧，发电企业通常同时运营风电、光伏和储能，以降低风险和提高效率。对于电源侧参与者而言，如果发电资产(如风电和光伏)不属于自己，而只是单独投资储能设施，则面临较大的风险。这种情况下，如果发电企业或电网公司不与其合作，储能投资可能难以获得回报。
为了降低风险，许多企业采取了“风光储”一体化模式，确保发电和储能资产属于同一公司。这种模式下，企业不仅能够更好地管理资源，还能有效减少与电网公司和发电企业的冲突。
此外，另一种模式是与第三方合作，通过租赁协议将储能设施出租给需要的企业。这种模式要求提前签订长期合同，保障储能设施的使用和收益。例如，每千瓦每年按固定价格租赁10年，从而实现稳定的收入。
一些企业采取合资合作的方式，由电池厂家、资本方和发电企业共同参股成立合资公司，形成利益共同体，分担风险。这种协作模式有助于在电源侧取得更大的成功，并在市场中获得更强的竞争力。
在电网侧，国家发展改革委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后，抽水蓄能电站投资成本疏导机制逐步完善。《方案》提出建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，即将容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收，探索替代输配电的储能设施成本收益纳入输配电价。电网侧储能成本收益若要通过输配电价回收，应做好可行性研究论证，阐述清楚最重要的输配电价核价“相关性、合理性和合法性”原则，是否是替代输配电设施，是否更具经济性，否则投资成本无法通过输配电价疏导。合理消化系统供电成本。储能规模化发展需相应的价格机制进行有效疏导成本。
此外，也应积极探索竞争性两部制电价机制模式和共享储能商业模式。对于保障电网安全稳定、提供应急供电保障、提高系统新能源消纳能力、站址走廊资源紧张地区和电网薄弱区域等方面社会效益显著的电网侧储能，建议积极探索竞争性两部制电价机制，通过竞价模式降低容量电费和电量电费，优化资源配置。同时，积极整合电源、电网和用户侧储能资源，采取共享储能模式，争取多重收益。
在用户侧，尤其是工商业领域，储能的应用相对门槛较低。相比于大型电源侧项目，工商业储能的规模通常较小，项目推进较为简单。例如，用户侧的储能项目通常在100千瓦到500千瓦之间，适用于单个企业或楼宇。
用户侧储能的推广依赖于产品质量和渠道优势。例如，大型公司如美的，可以利用其现有的渠道和客户关系，快速进入市场。美的公司在安装空调的同时，可以额外提供储能解决方案，结合现有售后服务团队，迅速扩大市场份额。
一些房地产开发商在建筑设计阶段就将储能系统纳入其中，以综合能源的形式提供给客户。这种模式不仅提升了建筑的附加值，也为用户提供了更灵活的能源管理方案。
然而，用户侧储能市场竞争激烈。例如，沃泰等公司长期在海外市场占据优势，而在国内市场的拓展仍需面对复杂的竞争环境。工商业储能的成功与否整体取决于产品质量、渠道和商业模式。
界面新闻：您对未来新型储能行业政策和商业环境有何建议？
李建林：在一些省份，行之有效的储能政策已经显示出显著成效。对这些成功案例，应该快速推广至其他地区，而无需繁琐的论证和层层审批。例如，宁夏实施的储能调用次数政策规定每年不少于250次。这些政策可以直接借鉴应用于其他地区，而不必重新审议。
储能具有多元化的作用，不仅限于充电和放电。例如，储能系统可以在紧急情况下提供备用电力，并且在电网出现问题时，能够自主进行调整并发挥关键作用。在澳大利亚和美国的某些案例中，储能在电网危机中通过自主调节立下了功劳，因此应当承认并奖励这些多元化贡献。
政策的朝令夕改会导致行业的不稳定，投资者也难以做出长期规划。建议政策应设定一定的有效期，以确保连续性和可预测性，为投资者提供稳定的预期。
储能产业链涉及从原材料到电芯、电池管理系统(BMS)等多个环节。锂电池产业经过多年发展，逐渐具备了抵御风险的能力。然而，市场波动和原材料价格上涨(例如碳酸锂从每吨8万元飙升至30万元)可能导致行业混乱。企业应当保持价格理性，不应通过短期价格上涨来扰乱市场秩序。
质量与安全是行业发展的基石，牺牲安全性以降低成本是不可取的。应确保产品性能达标，建立长期的质量保障和售后服务机制。例如，大品牌如比亚迪坚持在海外市场发展，因为在国内市场面临激烈竞争和低价策略。
目前，行业内存在一个不好的趋势，即过于强调成本的控制，而忽视产品质量和长期可持续性。这种趋势对于行业的发展是不利的。以茅台酒为例，如果试图用300块钱买一瓶正品茅台，最终可能只会得到一个装着其他酒的瓶子。同样的，在电力商品市场，过度压低成本可能导致产品质量下降。
我们必须警惕“劣币驱逐良币”的现象。例如，在招投标过程中，一些企业以极低的价格中标，却无法兑现承诺的质量标准。电池产品的使用寿命可能长达五到十年，但有些产品实际可能无法维持这么长时间，这种短视行为对行业有害。
因此，需要在成本控制与质量保障之间找到平衡。合理的价格应当与良好的售后服务相结合，产品的性能指标如衰减率也需达到承诺标准。采用分期付款可以帮助企业在保持质量的同时，管理成本。
甲方企业在选择合作伙伴时，应考虑对方的长期发展能力，而不仅仅关注价格。民营企业的活力对整个市场有重要影响，过于压低价格可能导致供应链中的企业无法生存。
安全和经济效益是密切相关的。在任何情况下，牺牲安全性的经济性是没有意义的。建议在储能项目中引入行之有效的安全措施。例如，特高压变电站中使用的灭火和消防措施可以应用于储能项目。
引入保险机制也是储能行业发展的良好举措。通过对储能设施进行分级评价，保险公司可以根据风险水平提供差异化的保险费用。专业评估机构可以通过评分体系评估储能设施的安全性和性能，为保险公司和投资决策提供依据。
界面新闻：您对“十五五”新型储能的发展有何期待？
李建林：随着“十四五”规划的结束，展望“十五五”期间，尽管面临许多困难，但其增长潜力依然巨大，政策逐步完善，市场磨合期的结束将推动储能的快速发展。
首先是随着时间的推移，国家的审计和巡视制度等政策执行保障和各部门的协同工作将为储能的发展提供支持。储能项目的成功需要有效的监管与评价机制。未来可能会成立独立的第三方部门，作为电网公司和发电企业之间的裁判，负责对储能项目的评估与管理。这一机制有助于确保项目的公平性和合理性，并提升行业的整体运行效率。
电力交易机制的灵活性将是推动储能发展的关键。未来，随着实时电价机制的实施，电力市场将更加灵活，类似于股票市场的竞价上网模式将推动市场的高效运作。
储能的角色正在发生变化，从过去与新能源绑定到现在独立运作。储能设施被视为电网与用户之间的重要桥梁，不再只是简单的新能源伴侣。储能的灵活性能够为电网提供功率支撑，在新能源发电不稳定的情况下，确保电力供应的连续性。
这种新的定位使储能成为电网稳定的重要保障，特别是在火电逐步退出的背景下。储能可以在短时间内提供功率支撑，帮助新能源顺利并网，提升电网的整体稳定性。电网公司也需要重新定位其在储能市场中的角色，灵活应对市场变化，实现与新能源的良性互动。
