【国际能源网 报道】4月14日，“储能国际峰会暨展览会2021高峰论坛”在北京国家会议中心隆重召开。在当日下午的高峰论坛中，南方电网创新管理部副总经理郑耀东先生做了主题为“全球储能运营经验下的中国储能发展战略研判”的精彩演讲。
郑耀东认为，随着我国电力系统中新能源装机规模的不断增加，储能产业发展的机遇也在不断增加。
南方电网创新管理部副总经理 郑耀东
一、风光发电比例高需调节能力
风光发电比例越来越高，储能的调节作用日益重要。在对过去几年全球和中国储能发展态势进行了简短总结后，郑耀东提出一个现象：在教科书式理想状态下，风力和光伏发电的峰谷时段相互对应，两者此消彼长的出力应使其总出力保持在一个平稳甚至是部分直线状态。但在实际运行中，风光发电总出力曲线往往因时段因素不能平稳，更不能与用电负荷完全契合，这就要求电力系统其它机组，或者储能发挥平衡调节作用，使电网平稳运行，保持频率在50赫兹。他给大家展示了一些实际运行数据，我国有些地区风光出力有时达到40%、55%占比，但没有配置任何储能，希望引起大家思考。（实际上是该地区联网运行，大电网其它机组或负荷有互补调节作用）。
在我国逐步构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，随着可再生能源装机规模的不断增加，储能使用场景也必然不断增多，对储能设备的需求会逐步上升。“储能行业将迎来大规模发展的机会。”郑耀东说到。同时，非水可再生能源装机与其发电量占比的差异，也成为郑耀东关注的问题。据初步统计，2020年，国网、南网以及蒙西电网非水可再生能源装机占比分别为26%、13.9%、37.7%，但全年发电量仅占12%、8%和18.6%，这是新能源固有的特点，客观规律必须遵循。2030年碳达峰要求非化石能源电量占比25%，南方电网近三年均已超过50%。尽管储能产业有发展的强烈愿望，这也要看电力系统的电厂、电网、用户三方面是否有刚性需求，有刚性需求、长久机制，才能持续发展。
二、电化学储能各方面仍有待提高
据介绍，虽然目前我国仍旧以抽水蓄能为主要的储能方式，但在政策指导和市场需求的双重影响下，2015年~2020年，我国的电化学储能在市场中所占份额不断增加至接近10%，同时，抽水蓄能规模增速持续放缓，稳定在90%左右。虽然我国电化学储能在市场中规模不断增加，但相比抽水蓄能，电化学储能仍存在累计装发容量低，造价高的缺点。资料显示，抽水蓄能的平均储能时间为8个小时，电化学储能一般仅有2个小时，叠加装机规模9:1的巨大差距，实际上投运的电化学储能最多储备电量仅是抽水蓄能的三十六分之一即2.8%。除了储能规模外，郑耀东还认为电化学储能仍需要面对造价过高的现实。资料显示，电化学储能和抽水蓄能的度电成本可能是4:1，电化学储能的经济性仍需提高。另外，电化学储能占地也不少，还需要在设备体积方面下功夫。同时，郑耀东还介绍了部分国内外电化学储能项目的运营情况，在他看来，电化学储能设备目前在性能方面值得信赖，但在设备安全性、经济性和商业模式方面仍需不断探讨。在可预期的未来，抽水蓄能依然是储能的主力军。“总的来说，双碳目标为储能的发展提供了新的机遇，储能有了大规模发展的条件。但需要警惕恶性市场竞争对设备质量和储能市场带来的负面影响。”郑耀东说到，“未来，电化学可能是行业主流新型储能方式，但未来需求者或投资人在选择储能时，仍需因地制宜的选择更适合的储能设备，实现安全、效益、环保的全方位契合。”
