在“3060”双碳目标背景下，发展以新能源为主体的新型电力系统成为我国电力行业的时代使命。目前，风电和光伏产业已迈入新一轮增长周期，储能技术也在加快步伐融入电力系统，为能源生产消费革命提供支撑。
在近日召开的“第二届风光储创新发展论坛”上，多位专家学者以“新型电力系统下风光储融合共建新业态”为主题，以政策和技术为导向，着力分析新型电力系统下，“新能源+储能”落地面临的主要问题和解决方案，为建设新型电力系统和碳中和目标建言献策。
数字化革命赋能新型电力系统
新能源的大量接入会对电网的稳定运营造成较大压力。如何保障新型电力系统的稳定安全？
中国工程院院士杜祥琬建议，要大力发展智能电网和配电网。“数字技术可以提升电网的数据采集、分析和应用能力，促进电力系统各个环节的智能化，使电网可观、可测、可控。”
面对电力系统和整体能源结构的巨大变化，能源企业，尤其是发电企业也在积极寻找解决可再生能源不稳定特性所带来负面影响的最佳路径。
国家电力投资集团战略规划部主任何勇健认为，能源数字化革命的时代已经来临，数字化的加持和赋能可以为全社会的碳中和提供支持。“新能源加上综合智慧的赋能会产生更大的价值，更有利于新能源的发展。”
与会专家认为，未来的能源系统将以电力、热能等多种能源形式为载体，以能源技术与信息技术深度融合为特征，实现能源的互济互补和安全高效利用。
“数字化技术会起到一个非常重要的底层基础设施的作用。”恒基中国新业务战略副总裁潘永花表示，风、光、储如果缺少数字化技术应用，将很难形成一个体系进行运转。她相信，在数字化和能源行业，未来会产生越来越多的跨界和融合效应。
中电建西勘院新能源工程院规划研究中心副主任王晓认为，储能是新能源装机和电量达到中远期目标的前提条件，无论是在发电侧、电网侧还是用户侧，储能都有非常大的市场和应用前景。“应当将储能技术与大数据、5G技术结合起来，在不同的应用场景里实现最大程度的融合。”他建议。
完善市场机制助力储能产业发展
储能行业实现产业化发展，离不开政策和市场机制的全面扶持。目前，电化学储能系统及储能电站还不具备独立参与电力市场交易的身份，相关市场机制亟需完善。
今年4月，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《指导意见》），肯定了储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力、应急供电保障能力和延缓输变电升级改造需求的能力，以及在用户侧构建智慧能源、虚拟电厂的重要作用，提出“明确新型储能独立市场主体地位”。
“储能发展的瓶颈之一是配套机制缺失，主要是市场机制不够完善。”禾望电气集团总部营销部总经理崔少森坦言，目前储能处于起跑阶段，要靠行业各设备制造商做好产品，以产品本身为基础，在规模效应和市场机制健全的条件下实现储能行业发展；更重要的是解决储能参与电力市场现货交易的问题。“起步阶段，还是需要多加两脚油的。”他说。
“行业的不确定性是目前制约风光储进一步发展的核心因素。”国家能源集团龙源电力可再生能源研究中心综合研究室主任陈可仁分析，目前储能发展的内生动力还没有完全具备，更多的是受政策驱动。他建议，新型储能系统可以参照抽水蓄能两部制电价政策，既体现了电力的商品价值，也能保证固定投资的回报。
电化学储能成本或已突破经济性拐点
成本高，是过去十几年储能行业发展的掣肘之一。《指导意见》明确指出，“加强关键技术装备研发，推动储能技术进步和成本下降”，将降成本列为推动行业发展的重要抓手。
随着储能迈入商业化阶段，技术在不断进步的同时，成本也在不断降低。
杜祥琬认为，目前电化学储能成本已经突破经济性拐点。“未来五年可能再降低三分之一的成本，未来十年会再降低66%到80%。”他预测说。
“未来，以电化学储能为代表的灵活性资源，度电成本有望低于一毛钱。”宁德时代新能源科技股份有限公司储能事业部执行总裁苏晴的发言引起场内热议。
苏晴解释，首先，由于目前电网依赖于抽蓄和调节机组，负荷侧的调节能力有限，而未来整个发、输、配、用多场景都可以用储能灵活调节，实现成本降低。另外，在交易机制上，由于当前的预测能力不足，系统的运行费用成本较高。“未来在容量、能量上都可以进行相关的交易，构建允许储能公平参与交易的市场环境，也利于储能降本。”
他认为，电化学储能的一个降本路径，还在于锂电池性能的提升。“很多业内企业，出于强配储能的要求会选择低价的储能设备。从真正的生命周期看，固定成本是关键指标。比如循环次数，是6000、8000还是12000次？电池是一个核心因素，低损耗包括组件的高效率、内耗低，都是降低成本的关键。”
“一毛钱的度电成本，跟传统新能源相比有巨大的优势。但是目前储能在技术和原材料没有进行质的突破、过程没有发生根本性改变的时候，达到这个价格还需要很长一段时间。”上海电气国轩新能源科技有限公司副总经理郭向阳说。
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