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

2011年12月的冀北坝上高原，国家电网牵头建设的世界上首个集“风力发电、光伏发电、储能系统、智能输电”于一体的国家风光储输示范工程竣工投运：风电98.5兆瓦、光伏发电40兆瓦、储能20兆瓦。

这个新能源开发利用的“试验田”落定，也开启了电网公司验证储能技术和探索应用场景之路，之后接连的示范项目中不乏比亚迪(002594.SZ)、中航锂电和中创新航(03931.HK)等老牌电池厂商参与的身影。但新型储能的性能和成本等问题拖累产业化，商业模式也毫无头绪，直到2018年电网侧储能才显现爆发的趋势。

2019年5月，国家发改委《输配电定价成本监审办法》明确指出抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本；随后国家电网和南方电网发文严控投资，果断离场，电网侧储能发展势头戛然而止。

跨越了数年的低迷期，在建设新型电力系统和电池产能扩大的催化下，2023年新型储能行业全面提速、热钱奔涌、应用场景多点开花，风光企业也纷纷抢滩储能赛道，当年新增装机规模首次突破20吉瓦，三倍于2022年同期水平。

进入2024年，市场依旧如火如荼，上半年中国新型储能累计装机已达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。在上篇，李建林指出当前的新型储能行业正在洗牌，并介绍了新能源强制配储政策由来，电网、发电企业与储能之间的关系，以及新型储能当前行之有效的支持政策。

以下为采访实录(上)，刊发时有所删减。

界面新闻：内卷是当前国内新型储能行业的关键词，您如何评价当前储能行业发展趋势与企业生存状况？

李建林：无论是从国家政策的鼓励还是产业界的努力看，储能行业都是积极向上的。储能装机规模和在电网中的作用正在不断扩大，形成了一个具有潜力的市场和行业趋势。

然而，这并不意味着每个企业或个人都能从中受益。

从国际太阳能光伏与智慧能源大会暨展览会(SNEC)可以看出，近年许多企业的业务都从风光扩展到了储能。2023年，市场对储能行业充满希望，展会规模庞大，人人脸上都洋溢着幸福的笑容，但当时就有预言称，到2024年，可能60%-70%的企业会面临困难，甚至倒闭。（编者注： 2023年5月，远景能源储能事业部总经理郑汉波曾在一场会议上表示，很多储能系统集成商还在解决生存问题，到明年可能80%企业会倒下 。）

事实证明，这种洗牌正在发生，许多企业已经无法维持经营。

我常在各种场合强调，行业需要自律，不能乱搞。为了拿订单，有些人不择手段。储能系统报价急剧下降，从前年每瓦1.4元降到现在的0.8元甚至0.6元，这种不符合市场规律的价格战无法持续。事实上，拿到订单的人也面临困境，只是死得稍晚而已，而拿不到订单的人立即出局。

从商业规则来看，很多企业无法长久生存。真正能生存下来的企业往往是多元经营的，不完全依赖单一市场。另外，大型央企业由于有较大的资金池，可以不惜成本地抢占市场，挤压那些有创新但风险抵御能力较弱的企业。

电池行业也是如此，许多电芯供应商无法长期生存，最终市场会集中在少数几家公司手中。尽管这符合行业的发展规律，但也可能导致未来特别是在核心技术和专利方面的国外竞争等问题。

商业环境太复杂，三角债是一个经典问题。企业辛苦拿到订单后开始供货，必须维护信誉，但大环境不好，导致应收账款难以回收。

以光伏电站为例，假设投资20亿元，设备供应商供货的合同金额是5亿，为赶工期，短期内大量从供货商购买设备，但光伏电站可能已经被转手多次，通过资本运作变换了投资方，合同失效，成为坏账。但供货商的账单必须支付，一旦他们无法收到货款，可能会提出诉讼，导致企业陷入被动。

界面新闻：电网公司建设和管理储能电站，能直接解决当前利用率低等问题。比如湖南的黑麋峰抽水蓄能电站，原隶属于中电国际五凌电力有限公司，建成后每年调用次数不超过30次，无法盈利。在国资委的批准下，于2013年8月被国网新源公司接管后，调用次数立刻增加，转亏为盈。这证明问题不在于技术，而在于管理机制。您的角度如何理解电网、发电企业和新型储能之间的关系？

李建林：最初的新型储能项目就是由国家电网公司先行先试。位于河北省张北县的风光储能基地是中国首个风光储输项目，于2009年启动。该项目储能容量达到20兆瓦，包含锂电池、液流电池、超级电容器等多项技术。

此后，国家电网陆续部署了许多示范工程，在江苏、河南、湖南等地建成了百兆瓦级的项目。从规划上看，电网公司每年都会列出10个储能方向的项目，经过十年累积了100个项目，涵盖了所有可能的应用场景，验证了储能在电力系统中的各项作用。

电网公司对储能有深入的理解，但随着国家出台和推进《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文），以及2019年《输配电定价成本监审办法》等文件明确储能成本不纳入输配电价，限制了电网公司在储能领域的扩展。

发电企业现在大力发展储能，实际上是迫于无奈。根据“双碳”目标，风电和光伏的装机容量必须达到12亿千瓦。五大发电集团必须提前实现碳达峰，新能源装机容量占比必须达到50%，这种硬性要求迫使发电企业寻求解决方案，依靠大规模的可再生能源基地，如三北地区的项目。

由于负荷预测偏高、市场供需变化较大、工程建设与电源发展不协调等问题，部分特高压工程投运后最大输电功率一直未达预期，输电能力发挥不充分，工程利用小时数偏低。由于我国能源分布不均，原有的电网架构难以满足大规模、长距离的电力传输需求。特高压输电不仅能缓解地区间电力负荷不平衡的问题，提高电力传输效率，还能扩大可再生能源的消纳范围，减少风能和光能的浪费现象。

从建设周期来看，光伏电站通常需要3至6个月，风电项目为1年，而特高压项目则需要1.5至2年。理论上，特高压电网的建设应先行一步，以确保与建设速度更快的风光电站形成“源网匹配”，从而实现同步投产和高效消纳。

之前新能源消纳就曾成为争议话题，所以风光储能基地建设过程中，制定了相关行业标准，要求风电和光伏必须达到一定指标才能并网，以确保电网安全。

界面新闻：这是否是新能源强制配储的由来？

李建林：新能源项目的强制性储能要求，正是从这一背景中产生。当年我参与了张北风光储能项目的开发，其中配备10%的储能比例要求是通过调度上对误差的管理提出的。比如，电网要求发电方提前一天提交出力曲线，8点出力为100千瓦，8:15为200千瓦。电网根据这些数据进行电力平衡调度，确保频率稳定。然而，如果实际出力与预期偏差过大，比如承诺100千瓦但实际为0千瓦，就会对电网的其他调节资源造成影响。

这种不准确的预测会导致电网不得不迅速增加火电出力或减少负载来保持平衡，这种不确定性带来的代价会惩罚其他参与者。因此，电网公司设定了调度误差必须在正负10%以内，以便于调度安排。之后，电网也验证了10%的储能配置足以满足稳定性的要求。（ 编者注：2017年，青海省发展改革委发布《2017年度风电开发建设方案》，要求风电项目按照装机容量的10%配建储能，此后其它省份陆续开始对新能源配建储能提出政策要求。 ）

在青海等地区，由于新能源发电占比较大，电网优先接入有储能支持的项目。比如，国电集团下属的龙源电力曾为辽宁卧牛石50兆瓦风电场安装5兆瓦的液流电池，电网公司就针对其实施了优先调度政策，并在需要切除电站时尽量保留此电站，这增加了电站运行时间，带来显著的经济效益。

储能的应用不仅能提高新能源发电的稳定性和可靠性，还能为电网的整体调度带来更多的灵活性。因此，尽管配储从强制变为推荐，但在许多地区已经成为普遍实践，因为其能够显著提高新能源电站的并网能力和经济效益。

界面新闻：电网如何对风光和储能进行调度？是否存在分开调度的情况？

李建林：在风电、光伏和储能的调度中，通常将它们视为一个整体项目进行调度，而不是单独操作。电网公司只会下达外部指令，而不关心具体的技术细节。比如，当电网需要某个爬坡率或其他性能指标时，如果没有储能系统，这些要求可能无法达成。有了储能系统，风电和光伏就能够稳定输出，满足电网的调度要求。在西北电网中，这种要求尤为严格。如果不能按要求提供稳定的电力输出，电网会直接切除不符合要求的电站。

为了符合电网的调度要求，风电和光伏电站需要具备调频和调压的能力，如果没有储能系统，就需要将三分之一的机组待命，以随时调整输出。因此，储能的主要作用不在于发电，而是在于平衡和稳定输出，以满足考核要求。类似于高速路上的车辆在监控点减速，储能系统能在关键时刻进行调整，确保电网稳定。

目前，业界普遍的做法是增加10%的储能作为风电和光伏的杠杆，这意味着建设100兆瓦的储能电站可以换来1000兆瓦的风电项目。这种配置被视作并网的必要条件，尤其是在跑马圈地的背景下，储能成为了进入市场的敲门砖。

许多发电企业为了获得并网资格，会与储能供应商合作，双方心照不宣地拿路条与卖电池。但电网公司未能从中直接获利，所以存在一刀切的情况，体制机制还存在完善的空间。

界面新闻：目前新型储能有哪些行之有效的支持政策？

李建林：当前储能行业中，工商业储能的商业模式相对清晰，特别是在江苏和山东等地，企业有自发建立储能电站的动力。

山东已经实施了一些灵活的政策，比如在光伏发电高峰期，电价可能降至零甚至出现负电价。这意味着建造光伏电站的投资回报需要重新计算，因为原本依靠太阳能发电的计划可能会被打乱，导致回收期延长。在这种情况下，储能成为一种有效的解决方案。通过在电价低时存储电能，并在需要时释放，可以平衡发电和用电的不匹配问题。

在全国范围内，峰谷电价差距的逐步扩大也为储能提供了更多机会，比如尖峰电价和深谷电价的设置。江苏的储能用户数量近年来增加显著，当地的大型电池制造企业也会通过建设储能电站来消化库存，并实现现金流的转化。

储能的盈亏平衡点正在下降。前几年储能的度电成本约为0.7元，而现在随着电池技术的进步和循环寿命的增加，盈亏平衡点已经降至不到0.63元。这种变化增加了工商业储能的经济性，尤其是在江苏等地，峰谷差达到了0.76元，带来了盈利空间。

江苏还积极推动需求响应。当电网负荷过高时，鼓励用户减少用电以缓解压力，并给予经济补偿。储能系统在这种情况下不仅可以减少用电，还可以通过放电来支持电网负荷。湖南和浙江等地也在效仿实施这种政策，电网公司通过调动储能资源来实现调度目标，无需直接投资，从而降低风险。