在SMM主办的2023年中国新能源产业年会-SMM储能产业年会论坛上，浙江省浙能技术研究院首席研究员马福元围绕“‘双碳’目标下储能的机遇与挑战”的话题展开阐述。他表示，当前电化学储能市场快速增长，而工商业储能市场发展空间也十分广阔。但是储能市场依旧面临着储能装机方面新能源装机量低、各式储能技术互有优劣的挑战。
“双碳”目标下储能的机遇
“双碳”目标下的新型电力系统
2020年9月中国承诺“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”目标：
煤电是中国碳排放最大的领域，产生的CO2占全国总排放量的43%，是未来减碳的最大主体;
未来，风电和光伏等可再生能源，将在成本、环保等方面，以压倒式优势让煤炭等化石能源加速退出；
对整个电力系统而言，随着风电、光伏等可再生能源高速增长和煤电的不断退出，将逐渐形成一个新能源电力高占比的电力系统。这将是一个巨大的挑战。
构建以新能源为主的新型电力系统
2021.3.15 中央首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统
碳中和的关键是构建以新能源为主体的新型电力系统
新能源将从补充地位上升到主体地位，意味着新能源将从产、储、输、配、用等各环节带来巨浪滔天的产业机会。
构建以新能源为主体的新型电力系统
储能产业的历史性机遇
国家发改委、能源局 4 月明确储能产业发展目标——2025 年实现新型储能装机规模达 3000 万千瓦
新型储能：除抽水蓄能外的新型电储能技术
按照2个小时时长配置储能，那么未来5年需要新型储能的容量为60GWh，1GWh大约是15-20亿人民币投资，60GWh的储能装机容量将带来900-1200亿元人民币的巨大市场。
储能在新能源为主的电力系统中的支撑作用
发电侧：碳达峰碳中和背景下，新型电力系统的构建过程中，发电侧体现为风电、光伏等可再生能源占比持续提升，这将造成两大挑战，一是发电侧间歇性、波动性加大，发/用电失衡概率大幅提升；二是电力系统可调容量、惯量下降，系统应对失衡的能力弱化。
电网侧：电力能源结构和电力负荷的改变，造成电网频率不稳定。
用户侧：负荷峰谷差持续升高、新能源车用电无序性增加，造成电网供电压力大。
储能系统：储能系统具有响应速度快，精度高等特点，对新型电力系统而言是一种非常好的调频手段。
新型电力系统需增加“储能”为新的基本要素
碳中和的关键是构建以新能源为主体的新型电力系统。从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素 。
新型电力系统具有“四高”特征：高比例可再生能源、高比例电力电子装备、高度数字化、高度智能化。
可再生能源包括太阳能、风能、生物质能、水能、地热能、潮汐能、核能以及氢能。新能源的主要形式事太阳能和风能。
新能源的特点
可再生；天然的波动性、不可预测性；
风电：出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，从上午开始逐渐回落，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显；
光伏：日内波动幅度100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0。
什么是储能：
储能即能量的储存；电能的储存是最主要的储能方式。
为什么发展储能：源自电力即发即用与实时平衡
无论是新能源还是传统能源发电，电力是即发即用、无法直接储存的能源形态，为保障电能质量的稳定，在电力供需两端需进行调度，达到实时平衡。
储能的必要性：实现能量的时移
将多余的能量储存起来在需要的时候用，即通过能量的存储实现能量的时移；
电力的实时平衡从趋势上看难度是在加大的:从发电侧看，2021年国内光伏、风电分别占到总发电量的2.3%、7%，考虑到可再生能源实际出力受光照、风速等不可控因素影响较大，出力曲线往往难以预测，可再生能源发电比例的逐年提升对于电力调度与平衡带来压力。
“新能源”与“储能”的“孪生关系”
新能源发展会推动储能的发展；储能好新能源才能更好。
储能分类
储能主要通过电和热的形式进行，而电储能是主要的储能方式：
抽水蓄能是目前技术最成熟、应用最广泛的大规模储能技术，占比90%左右：
优点：规模大、寿命长、成本低；
缺点：依赖地质资源，要有山、有水、有落差；随着可选地区减少，占地、移民难度增加，成本上升；
我国抽水蓄能基本由电网公司统一建设和管理。
电化学储能是增长最快的储能技术，截止2021年底，全球装机达到25G，我国5.7 GW：
优点：响应快、配置灵活、控制精准；应用范围广，涵盖发、输、配、送、用等环节；
新能源的快速发展，对灵活调节的储能技术需求增加；电池成本下降，以及循环寿命的延长。
电化学储能快速增长
电化学储能特点：响应快、配置灵活、控制精准；
电化学储能的应用范围广：可涵盖发、 输、配 、 送、用 各个环节：调峰/调频，削峰填谷，变电站现场电源，电网辅助服务，需求侧响应等等；新能源的快速发展；截至2021年年底，全国风电、光伏累计装机6.4亿千瓦；分布式及微电网；集中式可再生能源并网
近几年来储能电池性价比的提高
电池价格的下降：目前磷酸铁锂～0.7-0.8元/Wh，还在降
循环寿命的提升：磷酸铁锂12000次
工商业储能市场广阔
19省峰谷电价差超7毛，用户侧储能市场有6万亿！
目前多省工商业储能已走出一条市场化的发展之道，投资商关注投资回报期和收益率更加理性。同时，也有一些担忧，有些投资商没有回归到多边际条件影响下的最高收益率模型，而是开始追求静态投资的绝对最低。一些系统供应商为了迎合这种追求最低造价的需求，开始使用5毛多钱一瓦时的电芯，实则对于项目的收益、系统的安全将埋下巨大的隐患，追求静态投资最低的心态要不得。
储能发展的挑战
储能发展挑战1：储能范围之广，没有一样储能技术可以全覆盖
储能发展挑战2：成本
各类储能经济性指标对比
储能发展挑战3：能源结构状况，以火电为主，新能源比例还很低，任务艰巨
从目前的能源结构状况来看，储能装机还是主要以火电为主，占比高达67.9%，而太阳能和风电等新能源装机占比却仅总计不足10%，未来任务依旧艰巨。
储能发展挑战4：资源禀赋
从2019年陆上风电成本地图显示的数据来看，风电发电成本进一步下降。
2019年，我国陆上风电度成本约0.315~0.565元/（KW h），平均度电成本0.393元/（KW h）。
西北地区度电成本是全国最低水平。
东北、西南大部分地区度电成本相对较低。
从2019年光伏发电成本地图显示的数据来看，光伏发电成本进一步下降。
2019年，我国光伏发电度电成本约0.290~0.800元/（KW h），平均度电成本0.389元/（KW h）。
从我国光伏发电度电成本分布情况可以看出，度电成本具有明显的地区差异，呈现西低东高的趋势。
受太阳能资源、土地成本、开发成本较高等因素限制，中东部地区光伏发电的度电成本相对较高。
新基建下的特高压建设
特高压：截至目前，国家电网建成投运“十三交十一直”24项特高压工程，核准、在建“一交三直”4项特高压工程。已投运特高压工程累计线路长度35583公里、累计变电（换流）容量39667万千伏安（千瓦）
2022年1-7月，福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设，白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产
2022年年内，国网再开工8条特高压！
2022年内，建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程，计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉—南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程，总投资超过1500亿元
将加快推进大同-天津南交流及陕西-安徽、陕西-河南、蒙西-京津冀、甘肃-浙江、藏电送粤直流等“一交五直”6项特高压工程前期工作，总投资约1100亿元。
储能发展挑战5：“新能源+储能”的“经济账”怎么算？
储能
快速、精准，对源、网、荷都有好处；但目前储能成本相对还高，新能源配储能将增加一定的成本。
“谁受益，谁买单”
“新能源+储能”受益方：发电侧、电网、用户侧；价格机制无法向终端用户疏导；新能源开发商一方“买单”已成默认行规
“谁受益，谁买单”利益如何疏导？
储能在电力系统中的重要性越来越明显，新能源+储能是未来发展的趋势；
在新能源成本还较高，而储能本身还很难盈利的情况下，新能源+储能的成本增加由谁来承担，成为摆在新能源+储能面前必须解决的现实问题；
能否妥善解决好这一问题关系到新能源本身发展的未来，也关系到储能能否更好的发展；
“谁受益，谁买单”将是最终的解决方案，但具体如何来做牵涉到各个方面，只有疏通好各方的利益关系，从源网荷储统盘来考虑才能真正的解决问题。
储能发展挑战6：绿电市场的建立
“绿电”，即绿色电力，是指通过零二氧化碳排放（或趋近于零二氧化碳排放）的生产过程得到的电力。“绿电”主要来源于清洁能源，包括太阳能、风能、生物质能等。目前，我国的“绿电”主要以太阳能光伏发电和风力发电为主。
2022年1月，发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要求新能源2030年全面参与市场交易。市场化交易对新能源是一个全新命题，建立绿电市场以实现环境溢价对冲间歇性方面的劣势，被认为是新能源市场化的可行路径。
浙江省是先行探索绿电交易的省份，2021年5月率先启动了绿电交易试点工作，自2021年11月起，绿电交易在浙江实现了常态化开展。根据浙江电力公司发布的 “碳达峰、碳中和”实施方案，到2025年，浙江绿电交易规模达到新能源发电量10%的目标。
