10月16日，由国际能源网、国能能源研究院主办的国能网·2024第九届产业年会之储能产业大会在北京盛大举行。在此次储能产业大会的主旨报告环节，北方工业大学博导、储能研究院院长李建林以“新型储能技术发展现状及盈利模式分析”为主题，从高校储能学科建设概况、双碳下储能需求分析、多元储能技术对比、亟待解决核心问题以及储能盈利模式分析等不同角度做了精彩分享。
李建林认为，储能需要一个融合式的发展过程，只有互相的融入才能更好推动整个行业的向好发展。
储能市场前景广阔
双碳目标下，全国可再生能源装机已突破13亿千瓦，历史性超过煤电比重，约占我国能源总装机的48.8%，预计2030年到18亿千瓦左右。随着新能源装机占比持续提升，消纳问题凸显，而储能技术的应用对于推动新能源消纳、支撑新型电力系统的建设，进一步深化新能源领域投资，把握能源产业发展机遇具有重要意义。
李建林介绍，截至2023年年底，我国累计投运电化学储能电站958座，装机25GW/50.86GWh，相当于全国电源总装机的0.86%、新能源总装机的2.24%，其中仅2023年我国电化学储能电站就新增486座，总功率同比增长仅4倍，超过此前历年累计装机规模总和；国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确新型储能2025年装机目标30GW。
目前，已有25个省（市）规划了“十四五”期间的新型储能装机目标及具体规划，到2025年，预计新型储能装机目标将达到67.85GW。
李建林表示，到2025年，储能成本降至1500元/KWh时，我国大部分地区用户侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为30%情况下，我国储能装机规模可达435GWh。
到2030年，储能成本降至1000元/KWh时，我国大部分地区光储结合可实现平价。在存量市场渗透率为60%情况下，我国储能装机规模可达1186GWh。
李建林指出，目前储能亟待解决的核心问题有储能标准体系健全化、储能大数据中心、储能顶层设计应先行、经济性评估、储能电站典型设计、电池精准建模、储能系统仿真技术、退役电池梯次利用技术、氢储系统设计及利用、储能系统安全与消防技术等。
对储能盈利模式的四点思考
李建林认为，盈利模式可以扫清储能发展障碍。他分享了源网侧储能电站传统盈利模式和独立储能储能电站新型盈利模式。源网侧储能电站传统盈利模式有火储联合调频和新能源+储能两方面。独立储能储能电站新型盈利模式有共享租赁、参与现货交易、参与辅助服务、容量电价四种运营模式。
针对储能盈利模式，李建林提出了四点思考。
一是储能爆发，商业模式策划优于价格底线血拼。“一方面伴随可再生能源成本下行，2021年国内光伏、风电基本都将达到平价条件，后续进一步的成本下降，为储能定价打开空间。另一方面，电改逐步推进，尤其是电力的市场化定价取得进展，有望为辅助服务科学定价、拉开峰谷价差，进而提升储能内生的经济性。”
二是储能推广，场景选取需量体裁衣。针对国内储能各应用场景对应的盈利模式、潜在风险、成本分摊机制，要仔细分析，在不同模式上进行探索。
三是储能革命，与可再生能源唇齿相依。储能作为电力系统的一部分，不应独立来看待，各国储能的发展，很大程度上与其可再生能源的发展息息相关。我国对于储能的需求可能是阶段性和结构性的。2025年国内可再生能源占比将达到25-30%，储能将是下一个5年的重要议题。
四是储能链条，能源革命之终战。“行业要自律，做好自己，守住自己。我们坚信储能市场将步入黄金发展的‘数十年’，看好包括设备供应、工程项目、运营维护为代表的储能产业链。”
最后，针对储能发展，李建林总结了十二点建议，具体为：电化学储能是发展最快、相对成熟的储能技术，尤其是磷酸铁锂电池，其技术经济性已经具备商业化拐点；长寿命、低成本、高转换效率、高安全是电池规模化应用的必要条件；电池梯次利用技术、新一代电池技术应早作布局；储能电站消防技术、远程智能运维、储能大数据中心不可或缺；储能系统辅助火电调频在三北、华北地区已经出现商机，值得关注；储能电站作为废弃火电厂改造不失为一种有效途径；储能规划配置软件、电站镜像技术、电池精准建模等顶层规划设计至关重要；GW级储能电站融合风电光伏集群，是实现碳达峰、碳中和的有力保障；国家各部委联合发文出台系列储能重大政策成为新常态；储能最低运行小时数、最少调用次数等保障性政策应在更多省份、更多领域推广应用；鼓励储能发挥灵活性的特点，参与新型电力系统调节，呼吁尽快出台政策保障储能的多元收益；储能行业健康稳定发展，离不开需求方、供应方、规则制定方、规则执行方通力合作。
来源：储能头条
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