离网储能逆变器

　　10月16日，由国际能源网、国能能源研究院主办的国能网·2024第九届产业年会之储能产业大会在北京盛大举行。在此次储能产业大会的主旨报告环节，北方工业大学博导、储能研究院院㊣长李建林以“新型储能技术发展现状及盈利模式分析”为主题，从高校储能学科建设概况、双碳下储能需求㊣分析、多元储能技术对比、亟待解决核心问题以及储能盈利模式分析等不同角度做了精彩分享。

　　双碳目标下，全国可再生能源装机已突破13亿千瓦，历史性超过煤电比重，约占我国能源总装机的48.8%，预计2030年到18亿千瓦左右。随着新能源装机占比持续提升，消纳问题凸显，而储能技术的应用对于推动新能源消纳、支撑新型电力系统的建设，进一步深化新能源领域投资，把握能源产业发展机遇具有重要意义。

　　李建林介绍，截至2023年年底，我国累计投运电化学储能电站958座，装机25GW✅✅/50.86GWh，相当于全国电源总装机的0.86%、新能源总装机的2.24%，其中仅2023年我国电化学储能电站就新增486座，总功率同比增长仅4倍，超过此前历年累计装机规模总和；国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确新型储能2025年装机目标30GW。

　　目前，已有25个省（市㊣）规划了“十四五”期间的新型储能装机目标及具体规划，到2025年，预计新✅型储能装机目标将达到67.85GW。

　　李建✅林表示，到2025年，储能成本降至1500元/KWh时，我国大部分地区用户侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为30%情况下，我国储能装机规模可达435GWh。

　　到2030年，储能成本降至1000元/KWh时，我国大部分地区光储结合可实现平价。在存量市场渗透率为60%情况下，我国储能装机规模可达1186GWh。

　　李建林指出，目前储能亟待解决的核心问题有储能标准体系健全化、储能大数据㊣中心、储能顶层设计应先行、经济性评估、储能电站典型设计、电池精准建模、储能系统仿真技术、退役电池梯次利用技术、氢储系统设计及利用、储能系统安全与消防技术等。

　　李建林认为，盈利模式可以扫清储能发展障碍。他分享了源网侧✅储能电站传统盈利模式和独立储能储能电站新型盈利模式。源网侧储能电站传统盈利模式有火储联合调频和新能源+储能两方面。独立㊣储能储能电站新型盈利模式有共享租赁、参与现货交易、参与辅助服务、容量电价四种运营模式。

　　一是储能爆发，商业模式策划优于价格底线血拼。“一方面伴随可再生能源成本下行，2021年国内光伏、风电㊣基本都将达到平价条件，后续进一步的成本下降，为储能定价打开空间。另一方面，电改逐步推进，尤其是电力的市场化定价取得进展离网储能逆变器<✅/strong>，有望为辅助服务科学定价、拉开峰谷价差，进而提升储能内生的经✅济性。”

　　二是储能推广，场景选取需量体裁衣。针对国内储能各应用场景对应的盈利模式、潜在风险、成本分摊机制，要仔细分析，在不同模式上进行探索。

　　三是储能革命，与可再生能源唇齿相依。储能作为电力系统的一部分，不应独立✅来看待，各国储㊣能的发展，很大程度上与其可再生能源的发展息息相关。我国对于储能的需求可能是阶段性和结构性的。2025年国内可再生能源占比将达到25-30%，储能将是下一个5年的重要议题。

　　四是储能链条，能源革命之终战。“行业要自律，做好自己，守住自己。我们坚信储能市场将步入黄金发展的‘数十年’，看好包括设备供应、工程项目、运营维护为代表的储能产业链。”

　　最后，针对储能发展，李建林总结了十二点建议，具体为：电化学储能是发展最快、相对成熟的储能技术，尤其是磷酸铁锂电池，其技术经济性已经具备商业化拐点；长寿命、低成本、高转换效✅率、高安全是电池规模化应用的必要条件；电池梯次利用技术、新一代电池技术应早作布局；储能电站消防技术、远程智能运维、储能大数据中心不可或缺；储能系统辅助火电调频在三北、华北地区已经出现商机，值得关注；储能电站作为㊣废弃火电厂改造不失为一种有效途径；储能规划配置软件、电站镜像技术、电池精准建模等顶层规划设计至关重要；GW级储能电站融合风电光伏集群，是实现碳达峰、碳中和的有力保障；国家各部委联合发文出台系列储能重大政策成为新常态；储能最低运行小时数、最少调用次数等保障性政策应在更多省份、更多领域推广应用；鼓励储能发挥灵活性的特点，参与新型电力系统调节，呼吁尽快出台政策保障储能的多元收益；储能行业健康稳定发展，离不开需求㊣方、供应方、规则制定方、规则执行方通力合作。