,,

編者按：雙碳目標的提出，讓我國新能源的地位上升到前所未有的高度，以風光為代表的新能源裝機也迎來跨越式發(fā)展。

根據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，《2030年前碳達峰行動方案》中設定的風電、光伏裝機量超12億千瓦的目標，已提前6年于2024年率先完成。

但由于新能源自身的間歇性和波動性也讓儲能裝機飛速發(fā)展，尤其在強配政策指導下，我國儲能裝機屢創(chuàng)新高。截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，約為“十三五”末的20倍，遠超“十三五”30GW的規(guī)劃目標。

規(guī)模化的市場帶動了產(chǎn)業(yè)鏈的完善和儲能成本直接走低，但大量配儲設施因缺乏經(jīng)濟性淪為 “擺設”，導致低質(zhì)量儲能設備充斥市場，形成了“劣幣驅(qū)逐良幣”的惡性循環(huán)。

2025年開局，“強配儲能”與新能源的解綁無疑給行業(yè)扔了一顆重磅炸彈，也讓儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展底層邏輯面臨重構(gòu)。

新政下，儲能的市場機制和商業(yè)模式等問題如何解決？被寄予“大夢想”的儲能產(chǎn)業(yè)，未來到底該怎么走？成為了業(yè)內(nèi)關注的焦點。

近期，「儲能100人」采訪了多位行業(yè)專家、學者、資深從業(yè)者等，圍繞我國新型儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀和問題，進行了深入交流與探討。

本期，我們將對話智光電氣總裁、智光儲能董事長姜新宇。在電力及儲能行業(yè)深耕多年，他既嚴謹求索，也快人快語，一向被業(yè)界視為敢做敢言的“行業(yè)老兵”。

作為智光儲能的掌舵人，姜新宇還擔任中國電機工程學會電力儲能專業(yè)委員會委員、IEEE PES儲能TC-系統(tǒng)與裝備分會專家委員、廣東省新型電力系統(tǒng)專家委員會委員等社會職務；曾主持及參與20余項國家、省、市、區(qū)重大科技項目的研究與開發(fā)工作，參與多項國家及行業(yè)標準的編制；其個人還獲廣東省科技進步一等獎、二等獎多次。

“強配紅利的取消對儲能設備制造業(yè)會有階段性的影響，可能是一年，也可能是兩年，要看各個地方出臺的細化政策具體是什么導向。”對于新政對儲能的影響，姜新宇給出了自己的判斷，儲能產(chǎn)業(yè)未來的發(fā)展很大程度上取決于儲能的度電成本和現(xiàn)貨市場價差，電力輔助服務可能仍然是“輔助”。

此外，對于如今儲能行業(yè)的熱點難點問題，諸如調(diào)用、電價機制、容量補償機制、收益模型難以測算以及當下火熱的構(gòu)網(wǎng)型儲能技術等等。在專訪中，姜新宇都一一進行了作答。

以下為專訪實錄：

「儲能100人」：過去幾年儲能市場很大程度上是“強配”政策帶來的，此次新政策讓儲能與新能源解綁，在您看來，會給行業(yè)帶來哪些深遠的影響？

姜新宇：第一，從階段性來看，對市場肯定有影響，直接導致新能源項目配儲需求大幅度下降。第二，從儲能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展來看，我認為是有益的，一方面可以驅(qū)動終端用戶深度挖掘儲能價值，另一方面儲能將從“價格論”趨于“價值論”，可以避免無效內(nèi)卷。

作為儲能裝備企業(yè)，目前階段肯定不太希望取消強制配儲。因為過去這些年，儲能裝機的大幅增長，實際就是強配政策帶來的紅利。取消強制配儲對儲能行業(yè)、產(chǎn)品制造企業(yè)會有階段性的影響，這個階段可能是一年，也可能是兩年，這要看各個地方細化政策的出臺是什么導向。

因為具體細化到每一個省，它的能源稟賦與結(jié)構(gòu)、負荷性質(zhì)是不同的，供應和消耗所面臨的問題也不同，能否讓新能源發(fā)電企業(yè)主動配儲，在現(xiàn)貨交易機制下通過交易策略研究，來形成場站戰(zhàn)略收益的提升？結(jié)論還是未知的。

我認為政策的初衷是好的，但還是有前提條件的制約。首先是儲能電站的度電成本水平，其次是現(xiàn)貨交易市場的價差。如果地方現(xiàn)貨價差與儲能度電成本在實際運營中能合理平衡并產(chǎn)生收益，那么最后就是交易策略問題了。我相信通過這些年的現(xiàn)貨實踐，大家對交易策略的研究已經(jīng)比較深入，一定會捕捉到價格的敏感點，因此這只是方法論的問題。

但如果前面所述的度電成本與現(xiàn)貨價差倒掛，其余輔助收益（包括輔助服務收益）無法貢獻合理收益的話，可能就面臨可持續(xù)發(fā)展問題了，當然我相信交易價差及度電成本本身就是動態(tài)變化的，市場應能捕捉到相應機遇。

「儲能100人」：作為儲能行業(yè)的一個資深從業(yè)者，您認為儲能的度電成本水平下降到了什么程度？

姜新宇：目前儲能電站嚴格按照標準規(guī)范的要求進行建設的話，各地成本是不同的。以南方地區(qū)2小時儲能系統(tǒng)為例，近期數(shù)據(jù)顯示EPC價格大概在1元-1.2元/瓦時之間，即1100元/千瓦時左右。

以現(xiàn)有電芯在實際運行工況下循環(huán)次數(shù)6500次考慮，每千瓦時裝機的電芯生命周期內(nèi)可并網(wǎng)電量經(jīng)計算大概為4000kWh左右（為簡化計算假設容量衰減線性，DOD按90%，剩余壽命按70%，電站高壓并網(wǎng)點綜合效率按國家能源局發(fā)布的監(jiān)控數(shù)據(jù)82%取值）。

但電站實際運行時電芯循環(huán)到一定次數(shù)之后，由于電芯單體性能差異加大，儲能電站DOD會逐步降低，以及電芯實際初始衰減較快等因素，儲能電站實際度電成本仍接近甚至超過0.3元/kWh，再疊加電站運營費用，就更高了。

「儲能100人」：那是否意味著，市場化配儲之后，中國目前有些省份電力市場的現(xiàn)貨交易價格差異無法覆蓋儲能電站度電成本？

姜新宇：受多方面因素的影響，實際運行過程中，儲能電站很難精準捕捉到所公開的現(xiàn)貨高價位，以及高價位所能持續(xù)的時間。理論是一個數(shù)值，實際操作起來是另一回事；另外新能源的波動性和隨機性也會對儲能的充放電時間及功率產(chǎn)生影響，預測不準，那現(xiàn)貨交易量及時間就不可能按理想預期值，就會錯失儲能可以發(fā)揮最高價值的時刻。

市場化配儲之后，并不是所有的地區(qū)新能源站場都會主動尋求去配儲，比如有些省份仍存在算不過賬的問題，可能干脆就先不配置了，這就是我認為的會存在階段性影響的根源。

考慮到現(xiàn)貨交易的價格也是隨著新能源裝機規(guī)模增加而變化的，儲能度電成本也會持續(xù)降低，所以時機會在什么時候需要觀察與等待。反倒在一些現(xiàn)貨交易價差較高的地區(qū)，新能源場站配置儲能的比例可能會不斷提升。

依據(jù)現(xiàn)貨價格信息，市場化配儲對短時儲能及長時儲能都會存在需求，如果按照現(xiàn)貨交易的邏輯，無論何種儲能時長，都面臨一個放電時段交易均價被拉低的可能，所以需要結(jié)合各地現(xiàn)貨價格信號合理配置儲能功率與能量，而不是千篇一律的4小時或者2小時儲能。

「儲能100人」：有觀點認為，既然不能強制，那給的“胡蘿卜”就要足夠甜，諸如調(diào)用、電價機制、容量補償機制，鼓勵和支持的政策力度必然會加大。

姜新宇：按照目前新能源在電力系統(tǒng)中比例和行業(yè)狀況來看，一步到位的出一個很有吸引力的輔助服務政策比較難甚至不太值得期待，主要看各地對于新能源發(fā)展的規(guī)模、增速是怎樣規(guī)劃的及當前所遇到的問題是怎樣的，激進一點的地方，可能會讓政策更利于儲能的發(fā)展。

但我始終持有一個觀點：儲能全靠市場化電量交易產(chǎn)生收益可能不一定正確，因為儲能的價值除了電量之外，還有功率的作用，如何體現(xiàn)功率對于電網(wǎng)安全穩(wěn)定的價值貢獻，需要在相應輔助服務政策中合理體現(xiàn)，所以輔助服務相關條款對于儲能產(chǎn)業(yè)的引力，不應該遮遮掩掩患得患失，且應兼顧政策合理時效，不應該過于“短命”。

「儲能100人」：從智光儲能的角度看，未來哪些地方你們比較看好？

姜新宇：如果講強制性配儲，市場會瞄準西北、內(nèi)蒙，因為那里是新能源的主戰(zhàn)場。如果考慮到未來輔助服務政策的影響或者牽引力，負荷密集區(qū)也是值得期待的。

新能源進入現(xiàn)貨市場后，只要配儲能夠增加收益，那就有動力裝，光伏發(fā)電時間很集中，市場化競爭下價格趨勢一定是朝低位的，所以通過合理配置儲能，結(jié)合市場交易的價格信號提升新能源整個站場的收益，將會是一個潮流。

在此種機制下，哪里最有可能有儲能的發(fā)展機遇，可能就不能簡單看新能源裝機多少的情況了。但通過儲能搬運電量，具備發(fā)電時間調(diào)整能力，至少在現(xiàn)貨市場就能從容應對，結(jié)合當?shù)氐默F(xiàn)貨交易政策以及輔助服務政策，利用儲能形成新能源站場差異化的市場交易競價能力，綜合收益越高的地方，就是儲能的主戰(zhàn)場。目前各個地方的政策還不明朗，所以很難說哪個地方好，哪個地方不好。

「儲能100人」：此前因為是強制配儲，發(fā)電集團都傾向于集采的方式，但是集采的方式對中小企業(yè)并不友好，您怎么看待未來的集采模式，是否有可以改進的地方？

姜新宇：如果是自愿性配置儲能，也許采購的模式及關注點會發(fā)生變化。強制配儲是剛需的時候，某個地方要搞新能源，就要配多少比例的儲能，通過每年的新能源建設規(guī)劃計算儲能容量，通過集采方式來做有好處，可以降低成本。

但是強制配儲，目前的實際情況是調(diào)用率不高，實際淪為新能源發(fā)展過程“不可抗力”的工具，由于買家不能通過儲能獲得應有的收益，因此會高度關注儲能的采購價格，通過集采降價。但市場化配儲之后，既然配儲的動力來自于場站自身，且目標是提升新能源站場的整體收益，那這種需求的目標就十分清晰：即以收益論，如何配、配多大比例、哪種形式的儲能能讓場站收益提升更多會成為選擇，所以未來儲能不僅是以產(chǎn)品形式銷售，還可能成為新能源站場收益提升方案的重要角色，這種以場站綜合收益提升為核心關注點，可能儲能的價格反而不是成交的決定性因素，這樣一來，不同形態(tài)、特性的儲能在未來儲能產(chǎn)業(yè)盛宴中將會依據(jù)自身優(yōu)勢而獲得發(fā)展。

因此未來各個場站對儲能的功能和特性的定位有差異后，以方案為關注點替代以產(chǎn)品為關注點的轉(zhuǎn)變，儲能的個性化設計將有可能使得集中性采購模式的劣勢愈趨明顯，也就是說未來理性的市場更應該是尊重客戶的個性與差異化需求。

「儲能100人」：新能源入市后，新能源和儲能都是變量，可能導致發(fā)電集團投資收益模型難以測算，難以過會，會不會衍生出以第三方為主體的儲能投資商？

姜新宇：因為大部分國有企業(yè)在項目投資決策形成的過程中，對量化的收益計算有著明確而清晰的數(shù)據(jù)要求，就像原來的光伏項目一樣，上網(wǎng)價是多少，成本是多少，一算就知道收益率是多少，風險成本較低。但現(xiàn)在要參與市場了，儲能要參與現(xiàn)貨交易，參與輔助服務市場，收益計算方法不同了，沒有辦法用一個標準公式計算每天的收益，這種方式就促使現(xiàn)有決策模式必須得改變，要適應市場的發(fā)展。

在新能源裝機規(guī)模越來越大的情況下，為促進儲能發(fā)展，很多地方針對儲能的充電價格剔除了輸配電等成本，再疊加新能源入市午間電價逐步下調(diào)，在具備合適的現(xiàn)貨交易電價的地方，通過安裝儲能獲得收益未來是一個常規(guī)模式；又或者有些新能源站場，未來不排除通過租賃儲能的方式提升收益，第三方投資儲能的主體將繼續(xù)存在，而且商業(yè)模式極有可能演變成十年前中國節(jié)能行業(yè)市場一樣，即以合同能源管理模式（EMC）推進新能源站場配置儲能。

但還要關注的是，新能源入現(xiàn)貨市場后，電力現(xiàn)貨交易價差的改變可能跟當前市場工商儲業(yè)務一樣：工商儲電價差本來就是峰谷負荷形成，通過加裝儲能，本質(zhì)是在改變峰谷期間的源荷匹配，裝的越多，是不利于形成更高峰谷價差的。新能源站場未來規(guī)?；渲脙δ芎?，早、晚高峰現(xiàn)貨供應商新增了儲能電站，這對現(xiàn)貨交易價差提升也是負面效應，當然這還取決于安裝規(guī)模等多因素的耦合，包括未來抽水蓄能裝機的影響。

「儲能100人」：2024年，4h的儲能系統(tǒng)占比越來越多，這在未來會不會是一種趨勢？

姜新宇：未來儲能度電成本下降到一定程度后，新能源站場希望通過存儲的電量在現(xiàn)貨市場獲取價格差提升收益，但存儲的電量取決于儲能的裝機容量，如果簡單來看，當然希望能夠騰挪的電量越多，收益可能就越高，此種情況下對更長時間的儲能是一種利好。
但實際的情況我們應該首先關注的是現(xiàn)貨價格信號，通過價格、時間及電價持續(xù)情況進行綜合判斷，有些情況下可能配置1C甚至2C儲能更具備價值，這是需要因地制宜分析制定，不能簡單說長時儲能就一定是趨勢。舉個簡單例子：如果現(xiàn)貨市場電價高價位只能維持1~2個小時，配置4小時儲能未必是選項。

總之而言，市場化配儲機制更關注場站收益提升，跟現(xiàn)貨價格信號密切相關，不同地方甚至不同電網(wǎng)節(jié)點，對儲能的時長沒有統(tǒng)一的說法，甚至選用何種形式的儲能相比現(xiàn)在更具有自由度。目前我們從半固態(tài)到鈉電，將陸續(xù)會有項目交付，同時我們也在研究超級電容儲能，市場化機制下，混合儲能將具有研究前景。

「儲能100人」：2024年，新疆、西藏等地的構(gòu)網(wǎng)型儲能需求開始顯現(xiàn)，智光儲能在構(gòu)網(wǎng)這塊有哪些布局？

姜新宇：下一個時代的儲能，尤其是新能源現(xiàn)貨交易入市之后，構(gòu)網(wǎng)和級聯(lián)高壓技術會在一定程度上重塑儲能行業(yè)的技術格局。智光從2013年開始參與南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司國家863科技項目，與南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻科研人員一起開發(fā)成功10kV級聯(lián)高壓技術路線，到后來推動形成級聯(lián)高壓技術標準并進入工信部產(chǎn)業(yè)目錄，并于2022年攜手華能集團清潔能源研究院聯(lián)合開發(fā)35kV級聯(lián)高壓單機百兆瓦時等級構(gòu)網(wǎng)儲能系統(tǒng)，此技術路線上我們已經(jīng)耕耘十多年的時間。

此次國家八部門聯(lián)合印發(fā)《新型儲能制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展行動方案》明確高壓級聯(lián)技術路線為儲能高能效、高能量利用率方向的高質(zhì)量發(fā)展路線，取得了重大的技術與市場進步。

市場化配置儲能對儲能電站的效率將會提出更高的要求，效率更高的儲能電站將顯著提升站場收益，智光35kV級聯(lián)高壓儲能電站投產(chǎn)規(guī)模已超過5GWh，儲能充放循環(huán)效率超過91%，高效率、強構(gòu)網(wǎng)能力、大單機功率等特性很好的吻合了新形勢下針對儲能的需求特點，較好的兼顧了源、網(wǎng)針對儲能的需求特點。

「儲能100人」：強配政策的叫停推動行業(yè)撥亂反正，未來儲能市場的洗牌加劇，未來哪些方面的企業(yè)可能會勝出？

姜新宇：未來一年到兩年內(nèi)可能會面臨階段性的儲能市場上的需求波動，目前文件剛出來，影響尚未體現(xiàn)，但是新政的出臺一定會推動儲能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展，過去是以并網(wǎng)定義需求，未來將是以性能去定義需求。

真正有核心技術能力的企業(yè)，將會充分關注儲能全生命周期管理，致力于提升儲能全生命周期價值，高性能儲能裝備一定是未來的方向。整體的競爭格局不會發(fā)生太大變化，技術路線會有一個重新定位并優(yōu)化的過程，未來市場份額肯定會越來越集中，組裝型的企業(yè)，或者類組裝型的企業(yè)未來這個市場的份額會越來越低。

「儲能100人」：智光儲能2024年取得了什么樣的成績，對2025年有哪些展望？

姜新宇：2024年我們做了如下幾方面的工作：第一是產(chǎn)能準備，目前我們已具備年10GWh系統(tǒng)集成智能制造產(chǎn)線，裝備自動化程度高；第二是通過廣東規(guī)?；{(diào)頻儲能項目投產(chǎn)與運營的實踐，對于儲能24小時連續(xù)運行模式下設備特點進行了深入的研究，尤其是熱管理技術進一步成熟。第三是通過與華能集團清潔能源研究院聯(lián)合研發(fā)，成功投產(chǎn)35kV級聯(lián)高壓單機百兆瓦時儲能系統(tǒng)，進一步奠定公司在級聯(lián)高壓技術路線的領頭羊地位；第四是簽訂830MWh35kV級聯(lián)高壓構(gòu)網(wǎng)儲能系統(tǒng)，并通過現(xiàn)場構(gòu)網(wǎng)功能測試與實際驗證；第五是入圍了4家央企的集采，穩(wěn)步推進級聯(lián)高壓市場。

2024年智光儲能出貨超過4GWh，最大的成績是35kV級聯(lián)高壓技術及電站業(yè)績方面突飛猛進，在6kV-35kV級聯(lián)高壓大容量儲能電站領域，智光儲能市場份額占比73%，累計有超5GWh的出貨量。

未來智光會持續(xù)加大級聯(lián)高壓儲能技術的研發(fā)與應用，針對目前諸多同行都開展并發(fā)布級聯(lián)高壓技術路線的儲能產(chǎn)品，我們認為這是一個很好的現(xiàn)象，智光將堅定不移基于級聯(lián)高壓技術路線，致力于儲能技術高能效、高能量利用率、強構(gòu)網(wǎng)功能儲能裝備的研發(fā)與應用，為儲能行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展添磚加瓦。

轉(zhuǎn)載 | 儲能100人