5月24～26日，由工业和信息化部节能与综合利用司与国家能源局能源节约和科技装备司联合指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合240余家机构共同支持的第十三届中国国际储能大会在杭州召开。
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来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1011余家产业链供应链企业，5417位嘉宾参加了本届大会，其中245家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。
5月24日上午，广州智光储能科技有限公司董事长姜新宇受邀在大会开幕式分享了主题报告，报告题目为《拥抱储能 拥有明天》。以下是报告主要内容：
姜新宇：各位领导、各位同行、各位嘉宾、各位朋友！刚才听了郑总的报告，他前些年做了一个从电网视角下看储能或者储能思考，听了他的报告之后我们在座的20%的人明天会不会转行了？投资的30%会不会投另外一个方向？但是我看每一年的储能大会南网郑总带的储能团队都是规模最大的，所以我觉得大家也不用担心。
我也感谢刘勇秘书长，去年在二届二次会议的时候我在专委会上对储能行业有一些问题放了一点炮，秘书长说让我在大会上再放放，我想过度的放炮会影响大家的心情，所以我改了一个名字叫《拥抱储能 拥有明天》，但讲的内容还是差不多。作为一个在储能领域十年的从业人员，参与了一些项目，也参与了一些技术研究，今天更多是把对储能未来的思考向各位做一个汇报。
今天的汇报具体内容主要是三个方面，一是新型储能的市场需求和影响因素。关于市场的规模我们见了很多报告和报道，有不同视角下的市场容量，所以今天第一个问题是跟各位报告一下新型储能未来的规模怎么算，到底有多大，受哪些因素的影响。第二个是对产业技术在发展过程中对新型储能，尤其是电化学储能的影响，因为储能的范围很广。我们这个会议很少谈到抽蓄，它对新型储能产业规模的发展到底造成什么样的影响？还有就是新型储能的标准、安全、生产以及政策的建议，我们在储能一些市场上，各个地方也参与了很多项目，也碰到很多问题，我们是从基层的角度做一个建议。
关于大形势各位专家、各位领导做了很多的报告与分析，我只是简单梳理一下，阐述一下我的储能市场容量计算的依据。刚才谈到了以新能源为主体的新型电力系统是未来发展的趋势，从现在来看肯定是不可逆转的，也是会持续推进的。但是我们要看到未来，尤其是太阳能光伏的电量占电网电量达到一定占比时，对电网的安全以及保供应这块带来什么问题，也许我们没有看到这样的问题，在2030年甚至2035年这样的问题可能就比较急迫了。
我们看到电网从100多年前的离散化的电网，发展到现在坚强的大电网，再到未来可能要解环，形成局域性的源网荷储，就是区块化，这是一个趋势。在电力能源新业态方面刚才已经谈到了关于现货交易以及未来在调控领域里面从源到荷的双边调控都会给我们储能领域带来一些影响和机遇。
我们可以看到左上角这个图是我们国家在2020年的冬季到2021年的秋季全社会的新能源电量和总负荷的对比关系，这个图很清晰的表明了整个新能源发电跟负荷总需求呈现典型的时间上的错位，我们可以看到区域性的江苏电网的电量需求曲线，把这个图稍微压缩一点就跟上面全国电量是很相近的形式。右上角是以风电为例，它和负荷需求形成日内的严重时间错位。所以我们不应该去批判负荷特性是什么，也不应该去批判新能源的特性是什么，问题是产生了时点上的错配，我们该如何解决这个问题，所以这是我们所要关注的。
未来我们国家在整个智能制造领域、芯片领域、数据中心领域对于电源能量的需求及功率的稳定会越来越高，对可靠性要求越来越高。对于这样一个前端不太靠谱的装机如何去面对后面的高可靠性的要求？这是我们在发配用里面需要解决的问题。
我个人认为，在未来一定会遇到当新能源的发电量占到一定比例时总量和时点的平衡问题，未来可能并不缺装机，但缺的是可靠性的装机，在一些时间段，一些时点缺乏电源供应，所以从这个方向上讲储能日内也好，日间也好，电能的搬移以满足平衡是必须的。所以这个对于整个电网来讲，灵活性资源的建设、掌控、使用就成为非常重要的方向。
而且我们看到在未来，随着新能源汽车的发展，尤其是最近从去年开始超级快充技术的发展，一个超级快充它的充电功率到480千瓦，随着这些技术的使用，未来我们对电网功率的需求产生了一种明显的不确定性，在功率需求规模达到一定值之后，就对局部电网构成很大的影响，所以新能源的发电特性，再叠加不确定的负荷峰谷差的进一步拉大，会对我们保供应构成很大的影响。
另外还要关注到储能以及火电机组灵活性的改进，以及燃气机组的装机比例，包括需求侧响应，对现行的电力系统的调控将带来影响。电化学储能现在大部分装的是2小时，未来我们调度机制就会面临调一个储能的时候用了不到半小时、一小时就发现这个没能量了不行了，要调另外一个，这样导致系统运行方式会频繁的切换，所以对调控构成了挑战。
还有一个更严重的影响，西北区域已经出现过连续多天新能源发电量很低的状态，在新能源装机未来占到很大比例的时候，当这部分缺失的时候我们的电网又靠什么支撑，我们的保供应是靠什么保，这是非常艰难的问题。目前国内报道有260亿的新能源装机潜力，如果未来真正达到一个高比例之后，我们这个网的保供应是怎么样的保法，是要建设很多备用机组吗？如何应对这种短时间段无电可用的极端情况？我们看到储能的价值有调频、能量搬移等多种角色。如果去算电化学储能装置或者储能装置的市场容量，我看主要还是在调频和能量搬移，储能的市场容量以这两个为主导。
这是我对2025年的新能源发电的预测数据，和赵院士的数据很接近，2025年按照现在的预测光伏装机和风电装机大概到11亿多，如果按照现行的国家新能源各个地方的政策去简单的算出2025年、2030年到2050年储能的市场需求数据。刚才有专家谈到去年新能源配套储能的利用率很低，我觉得不用过多的焦虑，这里面是有管理问题、建设问题，还有就是当前电网系统是不是迫切需要它的问题？如果现阶段还没有这个需求的急迫性，自然调用就少，利用率低，所以我个人认为我们不要紧张，但需要思考的是目前阶段是不是真的需要这么高比例、紧锣密鼓的去建设这么多储能，而且还是比较昂贵的储能？这是需要反思的。
所以我一直以来对各个地方的政策要求建10%，20%甚至25%这样一种一刀切的政策要求，目前阶段配建这样的比例是不是有必要；是不是可以分阶段的，比如说现在建5%，后面再追加5%逐步提高？这样有利于很多新能源企业减少投资，因为储能的成本是越来越低的，现在阶段并不需要提前支付这么昂贵的成本，因为电化学储能的建设周期是很短的，所以我觉得2025年-2050年在大的形势上储能会发展，但是应该要有一个理性发展的布局。
下面这个储能装机的预测，包括了抽蓄，所以在2025年基于我们国家目前的规划，抽水蓄能大概6000万左右的装机，到2030年是1.2个亿左右，所以刚好和下面的数据相比我们新型储能是下面储能装机的一半左右，也符合当前很多的预测。但我个人认为，按照10%的比例去预测储能的装机有一点草率。结合刚才所说的，储能对于电网的需求应该按什么计算？这里是基于净负荷曲线的储能计算方法，这一点我个人认为可以细化到地级市，一个区域里面怎么样去具体精算出这个区域应该配多少储能，这个曲线的概念就是我们的总负荷需求-新能源的发电，相当于其他的发电机组应该要支撑的剩余部分，这光伏装机比例的增加，我们可以看到最低需求在中午是越来越低的，也就是未来当光伏装机到了很大比例之后，有可能中午就会全停掉火电机组。
在这种情况下我们火电机组怎么生存这是一个问题。到晚高峰时可能风能已经顶不上来了，这个时候又要靠火电，靠气电，靠抽蓄支撑这个高峰，由此就形成了一个很低的谷和很高的峰，对于电力系统来讲爬坡基础设施的建设是需要的，需要快速爬坡，所以我觉得从净负荷曲线的方式计算储能的容量我认为是比较靠谱的。
我们可以看到未来新能源的渗透率以及新能源电站的一次调频改造、我们的日内负荷的差异，火电机组灵活性改造以及气电机组装机容量，这个都会给我们储能未来的发展，容量，市场构成一个影响。还有我们电源结构，外送支撑，也会限制储能装机比例。最近能源局提到大力提升煤电机组的灵活性改造，这个改造未来这种深调峰之后对储能的需求也是构成了挤压，所以可以看到，目前到2030年抽蓄是1.2个亿千瓦，我相信在座的参会者可能很少关注抽蓄，都是奔着新型储能来的，所以在这种大会上我们还是要强调抽蓄对我们新型储能的影响到底是什么情况？
从负荷端的一些文件要求，我们可以看到对储能的影响，第一个是可中断负荷建设，这个叫“听话”的负荷，能主动响应的负荷。可中断的负荷建设未来无论是虚拟电厂模式还是别的方式，这是持续的发展路线，也就是说未来我们电力系统的调度是双边调控。但是第二个是不能“听话”的负荷，叫负荷控制，叫有序用电也好，拉闸限电也好，这个不听话的负荷，在电网保供出现问题时要强制减负荷或断电。
我们觉得根据文件的这个表述，要强化负荷控制的执行刚性对保证电网的安全稳定运营，负荷控制措施电网企业要严格执行，这个其实给储能带来是负荷端的机遇。像去年南方某地已经到了开两天停5天的做法，未来我们新能源占比达到一定程度之后，可靠性装机缺失的情况下我们这个负荷控制该如何用，而不影响经济的发展。
电网管理解环运行也在局部地方是一个趋势。我提出了一个观点，这个观点不一定对，新型储能在不同区域将呈现不同的角色定位，特别是输送受端电网侧未来会出现以抽蓄调节为主。为什么讲这个观点？左边是新能源的大基地，未来风、光，包括抽蓄，火电机组，新型储能的联合建设，在一定的程度上肯定是平缓了功率的波动，所以适当的配一些储能。这些适合在什么地方？在西北，但我们国家整个抽蓄的资源大部分集中在华东和华南、华中地带，所以在西北这种地方用一定的新型储能配合大基地的安全运行来实现，我觉得这是大型储能电站应用的场景之一。
右边我个人认为未来在华东、华南、华中区未必电化学储能是作为一种大型的独立储能电站的形式存在，根据国家抽水蓄能的分布，这些区域在220kV到500kV的电网可能是抽蓄作为主导的。我们电化学储能在10kV到110kV等级进行适当的配合，更可能的是围绕一些变电站，在一些变电站建设配套的储能，和变电站搭配使用，这个我觉得反而是华东、华南地区新型储能灵活的场景，可以把变电容量的利用率提升，形成与抽蓄上下搭配的应用方式。
未来在华中、华南以及华东我认为独立储能电站和火电厂的配套做深调峰这也是一个方式。把这两个拆开之后各自的收益都不够，但是如果把独储和火电厂结合起来之后参与调峰的深度越深，价钱是越高的，从这个角度来讲未来华东、华南区在电化学储能应用的业态和在西北区应该是不同的场景。
所以我个人关注的储能应用领域一个是推动共享，无论是电网侧的共享储能电站的建设还是到用户侧，现在售电有一个隔墙限制，在用户侧单一为某一个客户建设小储能这个风险比较大，也要避免再现我们在2005年以后推行的合同能源管理所带来的收款风险，除非我们是通过售电公司，电力市场交易方式形成了，否则我们要面对长期收款风险的问题；另外就是单一客户存在长周期经营稳定性问题，所以为什么我提出一个用户侧的共享机制，通过共享之后可以化解单一客户的投资风险。这里面与电力转供产生了制度上的冲突，我们电化学储能发展到今天其实有很多办法是可以突破这些应用限制的。
产业技术是我在专家会上提的几个问题。近5年我们发现储能行业整个行业在技术的研究上应该是全产业链做了很多的创新，涵盖从电芯到集成、到政策，到人才机制，到全生命周期的管理。所有的创新围绕几个方面，一个是储能系统的安全性，二是储能系统的经济性，三是全生命周期的管理。我们知道这些年由于大数据平台化管理对于我们一个储能电站数十万，几百万电芯的使用起到保驾护航的作用，所以这里面也是基于这个观点我个人是不太赞成特大规模电化学储能电站的建设，另外就是这些年的技术发展我们可以看到储能造价从2018年2.1块左右到现在是1.15块了，效率从80%左右到90%了，直挂从6kV伏到35kV的电压，容量已经到了单机25MW，这是在行业里进行创新所带来的效果。
近年在技术创新上，在电化学储能领域层出不穷的，但是我们应该知道储能考验的是长时间的支撑服务能力，我们觉得有些技术创新只是昙花一现，解决不了储能行业的发展问题，所以储能行业我个人认为拼的是一种可靠性，拼的是一种实战的效果，每一次技术创新我们都要慎重，技术创新需要去做，但是创新的效果我们需要理性的去观察。
这些年我们也感受到了行业里面有些为创新而创新的做法，其实我们需要更加关注所有的技术创新的实战效果，另外这些年资本市场介入储能行业太多，一方面对行业有助力的作用，但是客观说也对行业的技术发展，尤其储能技术是非常跨界的，跨界的东西是很模糊有时候是看不懂的，资本市场进去之后也会导致行业在发展过程迷失方向，今后有可能出现一地鸡毛的状态。
为什么提到对创新要回头看？我目前最大的困惑，2021年我们开这个大会的时候，大部分的厂家还是在推280电芯样品。但是2023年，我们发现280Ah电芯已经过时了，我不知道未来两年，三年之后，现在安装的这些储能在未来几年还能不能找到电芯，我们找不到电芯之后这么多电池舱、电池架找什么合适的电芯去换，更不要谈5年以后了。所以我为什么说储能行业的创新要前后兼顾，我们要呵护行业的发展，我们一定要回头看，我们要保持在一定程度上标准化和稳定化，一个技术没有稳定的时候我们就跨到另外一个技术，会给行业带来一片狼藉，这个话有一点说的不太客气和礼貌，我也不一定说的对。
我们在技术创新的时候也面临很多的问题，比如说现在的价格竞争，今年我们看到市场上报的最低价7毛多，我不知道这个价格是怎么出来的，但是我们说只以致力于降低成本的研究，储能行业新技术的发展可能会被拖累，因为储能首先要保证安全，没有安全就没有经济性，没有安全就没有效益，这是第一要保证的。在这个安全的边界下我们才能做一些创新，如果过多的把眼光投到降成本，我认为不利于行业长期的良性发展。行业确实存在很多技术创新，有亮点的，能推动我们未来储能安全和持续发展的，但是我们缺乏应用机制。我们很多企业一招标必须多少兆瓦，新技术出来之后怎么有那么多的兆瓦，我们这个时候是不是靠自己去投资那么多兆瓦进行项目验证创新？还是用什么样的机制更好？我认为可以建立风险共担机制推动行业创新技术的应用，我们行业才会真正把有意义、有价值的技术用起来。
这是去年9月份光伏行业的调整，光伏行业用并网功率作为项目备案功率，这是认识上重大进步，储能也存在这个问题，现在都在招标安装容量，其实这个没有意义，关心的应该是并网功率与电量，这才是对客户产生价值的部分。我们可以看到有些政策是对充电量进行补贴，充电每度电补多少钱，这个政策无可厚非，但是我们的目的是消纳绿电，如果电是充进去了，但自身电耗很高，还不如弃掉，所以我们政策是不是更应该关注并网了多少绿电呢？如果消纳绿电的时候我们只管充电量并以此补贴，我们在储能站装一个消耗型负荷是不是也可以拿到补贴？我们要用绿电更关注的是放电，放出多少电才是我们实际使用的，所以在政策的编制上我个人认为有一些东西是可以更精准细化并强调实际效果的。图片
储能行业给人的数据有时十分模糊的，储能行业的数据我们有时听不懂，就连我们现在说的效率，我们全行业谈效率有100种谈法，是一天几个循环，只是看一个循环还是累计的效率等等，包括0.5倍率还是1倍率？其实这些我们国家是有标准的，所以我想提一个建议，我们行业协会不仅仅是推动储能的发展，造就这样的平台，我们要给这些用户企业、集团做标准的宣贯。
做电力电子的十分关心每个IGBT的数据指标，里面最核心的是结温不能超过多少，85度或125度，它规定了最高不允许超过的温度，但是储能电池拿不到任何一家数据，里边核心的温度是不允许超过多少的。不用管我外面怎么散热，0.25C和1C完全是不同的，电芯完全可以规定内部最高不允许超过的温度，其余由使用方依据具体使用场景配置，我们目前纯粹以环境温度作为控制目标不是一个科学的做法，所以在储能领域我们真的要加强跨界的合作。
刚才已经谈到电池，后面还有行业的认证，我觉得需要对认证机构进行“认证”，我们确确实实在行业里看到很多问题。所以希望在后续的标准建设，还有储能安全建设，储能的安全是动态安全，不是刚开始并网的时候安全了后面就安全，随着循环次数的增加，它的安全性是在下降的，如何实现对储能设备的动态安全评估，我个人认为无论是监管机构或是行业机构都需要推动。
一季度我们国家平均一天烧新能源车7台，我们储能电站未来的安全风险需要严密监管，国网湖南综能公司在储能全生命周期的安全监管、平台建设我认为在我所见到国内企业里面是做的最好的，思考最深远的，我也跟大家推荐一下，大家可以去学习。
新能源配储为什么利用率很低？放到一边不并网就可以把运维人员节省掉，可以节省一些费用，我个人认为并不是储能不能用，是我们不想用。我下面谈一下政策，新能源配储政策我认为要极力推广分阶段配储，而不要一刀切，我认为现阶段上太多是一种浪费。储能配置地方要合理选择，并不是所有的地方都适合配储能，也不是说新能源多的地方就一定配储能，储能应该配在我们电网的薄弱点，在电网所需要的地方。
储能显性价值和隐性价值，谁应该埋单？储能对于电网要保安全，这个安全很难用一句经济效益的账算值多少钱，我们看显性价值是可以计算的，涵盖整个链条的隐性价值要怎么算？包括用户侧的破局，电网储能我就不谈了，辅助服务，公平化利用，我们有些地方不同企业投资的储能电站所享受的收益政策是不同的。
最后我有几句话，我们生活在能源变革的时代，时代改变了我们，我们也改变了时代，这么多储能人在一起共同推进能源变革。我们投身在痛苦和快乐的行业，痛苦是当下，快乐在远方，所以我们认为这个还是非常值得期待的。
谢谢大家！
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关键词:【储能】