行至2023年，储能正迎来发展关键期。
一方面，双碳目标下，风、光新能源装机量不断攀升，新型电力系统加速构建；另一方面，伴随储能政策加速释放，尤其2023年，碳酸锂价格不断下跌，储能装机量攀升迅速。
但储能如何在新型电力系统中发挥价值？远景能源高级副总裁田庆军近日表示，储能作为继风光后的第三类资源，正被广泛关注。中国要想实现碳中和目标就必须建设“坚强电网”，即以风光新能源为主体的电力系统，其中储能是不可或缺的一部分。
新能源由于其天生的波动性、间歇性特点，大规模上网必须要有调节电源。过去规模小， 火电系统主动承担了，现在随着新能源规模越来越大，新能源承担一部分电力调节义务是应该的。
值得一提的是，“饱受诟病”的新能源强配储能把这两年的储能市场刺激起来了，但其对行业来说，又是未来的利空。新能源强配储能导致利用率低，储能成为沉默资产。行业追求低价大大多于质量，储能未能发挥价值。
“但‘新能源配储一刀切’可能存在大量廉价低质储能泛滥、配储利用率不足、调度可用性差等问题。我们不建议一刀切。”田庆军表示。
田庆军建议，适当解耦新能源和储能装配，并按节点细化储能配备要求，避免资源浪费。如预测节点未来负荷和新能源波动情况，结合辅助服务市场价格信号，核定一定周期内的电力系统调节成本，新能源可通过按月或年缴纳调节成本、租赁储能或装配等价的储能容量等多种方式来履行该节点上新能源应承担的电力系统调节义务。
同时，田庆军强调，明确储能独立身份，让储能参与现货市场，仍是重要关键。基于此，田庆军还建议，允许新能源配储转为独立储能参与现货市场，从而实现储能资源的灵活流通，激发市场活力和推动高质量储能转型。
发挥储能价值“四大关键”
基于如何提高储能价值，田庆军认为，储能目前与新能源的融合还有很多问题。其中主要有两大急需解决的问题：一是目前储能价值创造不明显、价值发挥不充分；二是商业模式不健全。
针对储能目前存在的问题，田庆军提出了发挥储能价值的“四大关键”：
第一，提高峰谷价差，让储能通过参与电力交易盈利。
当前，峰谷价差是储能投资评估时的重要考虑点，以甘肃为例，650元/MWh 的现货结算格上限极大地抑制了峰谷价差。
而高峰价格反映的不仅仅是高燃料成本机组或顶高峰负荷机组的边际发电成本，还需要体现电网阻塞成本。650元/MWh的出清电价限制，不仅较难体现阻塞成本，还抑制了峰谷价差。
因此，现货市场可进一步拉大峰谷价差，激励储能投资。如提高现货价格申报及出清上限，降低出清下限甚至可考虑负价出清，比如山东最新执行的现货负价出清规则，最低可出现-100元/MWh的出清电价。
第二，完善辅助服务市场，让储能充分体现价值创造。
国外成熟电力现货市场中，储能收益的 60%~70%均来自各类辅助服务品种。尤其是从长期 看储能大规模并网后对收敛峰谷价差、降低峰谷价差的套利空间，从而抑制储能投资，因 此储能投资回收渠道不应局限于电能量现货市场。
第三，完善容量电价和容量市场。
以山东为例，独立储能可获得相应的容量补偿以体现其提供有效发电容量的市场价值。而容量市场或者容量电价本身是国内外市场中没有稀缺电价机制来实现机组固定投资成本回收时的主流选择。
第四，保持政策的连续性和确定性。
新能源在发展过程中受到政策的强力支撑才发展到今天。储能是十年生命周期的资产，如果政策一旦改变，前期的投资模型全部被推翻。
总的来说，目前储能的商业模型完全来自政策，政策的不确定性和不连续性对储能投资会产生巨大挑战。
完善调度体系 提升储能利用率
当前，储能参与到电力系统中后，对传统调度带来很多挑战。田庆军也提出了两点建议：
第一，完善储能调度系统，加大储能集控系统建设。
建立完整的储能调度系统和技术体系，将全网所有储能资源的可用情况、实时状态和出力计划均接入调度系统，让调度机构能准确把握系统内储能的可用性和所能提供的调节能力，为储能有效调度奠定可行性基础。鼓励新能源企业建设新能源加储能集控系统，辅助调度机构实现集中调度。
第二，在现货市场适当地下放储能调度权，盘活存量资产。
在开展现货市场的省份，建议明确储能参与电力市场的电价机制，下放独立储能和新能源配储的调度权。将决策权交予储能运营方，并提供有效的市场平台，投入既定成本的资产主体会自发且积极地建设相应的储能，参与电力市场信息化智能化辅助决策系统，以便盘活存量资产，回收投资成本，能够对促进高质量储能建设产生积极引导。
此外，希望能够完善储能调度规程和公开储能市场参与过程，让各储能主体能通过统一的交易调度平台获取必要的信息支撑其自主制定储能运行决策，并进行充放电计划申报及竞价，通过公开渠道发布充放电计划执行、储能结算情况和未调度原因等。
加强考核和验收，保障储能系统运行质量和安全
储能质量和安全事关储能良性发展和未来。国外因为储能安全事件导致发展停滞的事情例子不少。田庆军谈到，“中国储能刚刚迎来发展良机，我们必须倍加珍惜。”
因此，田庆军建议，完善储能验收和并网验收标准，加大考核力度。
田庆军谈到，当前国内储能暴露出电芯质量弱，无法自动执行充放电计划、可用率不高以及集成安全性欠佳的问题，这些问题本身也限制了电网调度储能的积极性。
在田庆军看来，独立储能或配储项目验收以及储能并网两个环节加强质量把关，建立起储能项目验收技术标准、运行管理规程和考核机制，强化储能并网调度门槛，确保储能的可用性、充放性能、安全性等方面能达到长期调度要求，并建立事后的储能长期可用率考核、安全性评价等机制来推动储能项目的质量提升。
