4月7日，第十一届储能国际峰会暨展览会（ESIE2023）在北京首钢会展中心隆重开幕。ESIE2023由中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会和中国科学院工程热物理所联合主办。
ESIE2023为期三天，旨在为行业提供一场信息、智识与机会的盛宴。展览面积突破70000平米，开展两天，现场持续人山人海，万头攒动，累计观展人数已超11万。开幕式线上直播在线观看超100万人次，线下会场更是座无虚席。在储能产业进入规模化发展新阶段下，本届ESIE无疑成为行业发展的风向标。
围绕“共谋电力新机制，共创储能新时代”的主题，今年高峰对话的焦点在于讨论如何构建有效的市场环境，中关村储能产业技术联盟瞄准行业痛点，力邀10位行业顶级专家和企业领袖开启了一场精彩绝伦的高峰对话。对话持续两个多小时，在场观众以及线上直播掀起阵阵讨论交流的热潮。
对话由电力市场泰斗清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清坐镇主持，对话嘉宾包括：
电力系统稳定技术专家—陈磊，清华大学电机系研究员
山西现货市场负责人—邹鹏，国网山西省电力公司调控中心水电及新能源处处长
山东现货市场负责人—张国强，国网山东省电力公司电力调度控制中心计划处副处长
电力市场专家—钟海旺，清华大学电机系副教授
发电集团高层—田龙虎，中国华能集团有限公司发展管理处副处长
储能龙头企业领袖—刘云峰，华为数字能源首席科学家
储能龙头企业领袖—田庆军，远景能源高级副总裁
储能新势力领袖—王鹏程，厦门海辰储能科技股份有限公司联合创始人/总经理
储能行业专家—俞振华，中关村储能联盟创始人/常务副理事长
以下为本次高峰对话文字实录：
清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员 夏清
夏清：女士们、先生们，非常荣幸又一次来到这个讲台，主持今天最后一个节目—高端对话。
在今天对话之前，我首先表达自己的思考。大家都知道，人类在利用太阳能的过程中，以往利用的是太阳能的存量，也就是把几十亿年太阳能作用下、存在地下的自然化石能源给利用起来了。今天在迈向双碳的目标的过程中，我们要思考如何利用太阳能的增量。到现在这个阶段，新能源解决了太阳能增量利用转化问题，但是没有解决存储问题。谈到双碳，谈到未来的绿色能源，其实人类最难的是像大自然那样去存储太阳给我们带来无限的能源，这就是我们今天要讨论的储能。
今天上午到现在为止，大家看到我们中国的储能蓬勃发展，如日中天，领跑世界。但是在这个背景下要思考一个问题，我们储能企业赚到钱了吗？市场可持续发展了吗？我们现在产业形成高质量发展机制保障了吗？就是由于这些问题的存在，我们今天给大家带来的话题，“共谋电力市场新机制 ，注入储能发展新动能”。
今天我们请来了山东、山西电力市场的具体运作人，也有清华大学的校友。我们也请到了企业的领袖，他们在推动储能过程中有什么样的切身体会。也请到了国有企业，民营企业，设备制造厂商，期望探讨他们发展储能的目标是什么？
今天的对话一定是激烈的。我先与各位专家们打个招呼，今天我们是带着一种责任来推动中国储能事业的发展，可以相互思辨。我们可以问问市场设计者，市场规则的设计考虑没考虑实现储能运行者、制造者的价值？这些问题在下面的对话当中要充分的表现出来。
首先要请出的是山西电力市场的负责人邹鹏处长，能不能简单用3分钟介绍一下山西电力市场，从储能的角度，山西电力市场提供了怎样实现储能价值的机制？有什么先进的地方？
国网山西省电力公司调控中心水电及新能源处处长 邹鹏
邹鹏：跟大家汇报一下，山西市场为储能设计了以下交易品种。今年3月底，山西电力市场规则体系正式发布了第13个版本的规则。山西完成了两周年的结算试运行，目前来看，已经实现了不间断运行，现货的分时电价为储能参与奠定了很好的商业模式。除了电能量市场以外，我们还在国内出台了首个电力一次调频的辅助服务市场规则，也是想为储能发挥灵活调节资源，提供一个新的交易品种和平台。
此外，储能在山西的发展比较早，火电和电化学储能联合运行，现在已经有10个火储项目在山西参与二次调频辅助服务市场，目前来看，各方对储能和火电联合运行，参与二次调频市场的积极性非常高。
夏清：对储能的激励机制在哪里？在PJM市场里面有慢速和快速的动态因子考虑，这个机制能够反映新型储能的快速调节性能吗，山西考虑了吗？另外，关于灵活资源相关的历史性能指标，山西考虑了吗？
邹鹏：刚才夏老师提到的国外PJM调频市场好的经验，山西也在设计当中进行了考虑。我们在一次调频和二次调频市场中都设计了性能指标的参数，这个参数就是用来反映常规火电机组和新型储能的不同调节性能。常规火电的性能指标大概是2-3，新型储能电化学储能能达到5-6左右。
夏清：同志们注意，这里非常关键！不管你是新型储能还是火电，要参加调频报价，规则里考虑了性能指标，就会优先新型储能中标。
邹鹏：是的。一方面，山西的规则考虑了历史性能指标，出清的时候，新型储能更有优势；另外，按照现有的结算规则，性能指标好的话，储能的收益也能翻倍，能比火电更多，因为结算收益的时候要乘以性能指标参数。简单总结一下，储能在山西市场目前可以参与电能量现货交易，不间断运行。
夏清：好。山西已经对新型储能给予了特殊的地位，是鼓励新型储能产业的发展。第二个问题，山西这次引入了一次调频，二次调频，你们一次调频到底怎么定容量，定了多少？一次调频市场现在模拟下的结果怎么样？
邹鹏：一次调频市场需求目前是按照每天次日（运行日）新能源预测最大出力的10%确定的。
夏清：这个量不少。同志们要注意我为什么问这个问题，这个量决定了我们未来新型储能的市场空间。新型储能的市场在哪里，大家一定要关注这个事情。
邹鹏：目前山西新能源装机已经达到4000万，“十四五”规划要再翻一番达到8000万，一次调频市场的需求很可观。刚才您提到了模拟测算的结果，我们有个简单的测算，现在山西电网每天一次调频动作的需求大概是800次-1000次，每次调节的里程需求大概是120MW，如果分到每个储能头上大概一天调频的里程需求是3000MW，按照现在一次调频市场5-10块钱的报价，算下来每年储能如果参与一次调频市场，大概能获得550万的收益。
夏清：这550万对应的是多大容量的储能？在座有没有开发商能回应一下？请华能的田处。
田龙虎：我也想知道。
邹鹏：我们现在是按10万千瓦独立储能测算的。
田龙虎：每年550万，覆盖成本还是不够的。
邹鹏：我再补充一下，一次调频是山西市场中的一个品种。还有现货市场，从去年一年的数据来看，山西现货市场峰谷价差大概是6毛/kWh左右。还是以10万千瓦独立储能项目进行测算，如果是4小时的充放电，一充一放能赚24万。一年按250天运行天数测算，留点检修的时间，一年下来能有6000万。测算下来，现货 辅助服务，10万千瓦的独立储能项目一年能有6500万。不知道这个算法算下来能不能满足您对储能的期待和需求？
田庆军：我提一下，山西现货已经做的非常好了，提一点小的问题。刚才你讲的储能和现货每天调度一次，也是10万千瓦时的独立储能，一年5000多万？
邹鹏：10万千瓦4小时，5000多万，一天一充一放。
田庆军：那就是40万千瓦时，这个收益目前来看勉强还可以，但是随着山西独立储能越装越多以后，电价会降下来。
夏清：我要补充一下，也是下面要问的问题。会前闭门会上有人已经提到了，大量新能源没有进入市场，导致很多价格信号没有出来。现在问问邹处长，我现在担心的问题是，火电跟新能源在一块竞争，在新能源大发的时候出现零价，对储能有没有影响？
邹鹏：我觉得这是有利于储能参与市场。
夏清：为什么？因为有零电价，峰谷价差拉的更大了，到1.5元/kWh了，这是一个概念。另外，在现货市场里，为什么火电要报零电价？根本的原因就是它有差价合约保护，不是零价获得利益，而是最后以差价合约获得利益，报零价对火电没有损害。这对整个新能源，对整个储能是不是一种不公平？
邹鹏：新能源大发的时候供需严重过剩，电力市场出现零电价相当于真实反应了供需情况。火电机组一部分没有真正按零价结算，因为有中长期合约的保护。另一方面也是出于自身运行的需要，不想频繁的停机，这个零电价在山西还有一项储能的特别支持政策，储能仅仅是接受现货分时价差就行，不需要承担额外的费用。如果出现零电价，储能充电是可以真正按照零电价结算的。晚高峰放电1.5块，是可以真正按1.5块结算的，不需要再有额外的市场运行费用，但是别的主体现在都需要承担，这对储能是政策上的支持和激励。
夏清：刚才我们讲到了调频，山西率先开始了。刚才也说了一次调频的需求和二次调频的需求。我们很关心因为有新的频率指标跟踪以后，肯定对新型储能是激励性的发展，是有利的。那么，这个频率需求容量是怎么算出的？我想问问陈磊教授，你是频率方面的专家，你能不能给我们解释一下。中国现在新能源发电量已经达到了整个总发电量的15%，这是一个很重要的里程碑。新能源发电超过这个比例以后，量变就引起了质变，对我们频率的需求、动态特性、惯量的需求大大增加，很多问题就暴露出来了。请问一下陈磊教授怎么评价？
清华大学电机系研究员 陈磊
陈磊：在我的理解里面，调频其实是电力系统为了应对不确定性。如果电力系统运行时，调峰层面预测的特别好，跟踪的特别好，那就没有调频的问题了。预测的不准确性，突然的事故，包括发电机跳机或者直流闭锁的事故，为了应对不确定性才有了调频的需求。传统的电网里面调频容量需求，一是考虑负荷的大小，当然也有一部分考虑负荷准确性，最高峰负荷乘一个比例，3%、5%来确定。同时再考虑到系统中单一最大功率元件，比如单一的发电机或者直流最大功率，按照它们的功率取一个较大的值设置一个调频需求。
新能源进来以后，大家可以想像新能源带来大量的不确定性，尤其新能源比例高了之后，这有可能成为系统中导致不确定性的大幅度提升。
夏清：我插一句， PJM原来对调频容量定的是1%，现在按照我们新能源比例上来以后，这个数会不会变化？因为这涉及到未来调频市场的容量。
陈磊：您说的是总负荷，新能源进来之后，如果您把新能源作为市场中灵活性需求方，和负荷叠加在一起，比例肯定会大大增加。
夏清：大多少？能不能给我们一个数？
陈磊：这个我一时半会给不出来，但是这块可以通过各个区域历史数据的分析，再考虑一定的概率进行估算。
夏清：邹处能不能补充一下？
邹鹏：传统新能源占比小的调频市场，需求按照最大负荷一定比例来，所以我们在山西一次调频的需求方面进行了小的探索，是按照新能源功率预测最大出力的10%暂时确定，但是这也需要在运行当中进一步探索。
夏清：10%不少了，具体给听众一个数据，比如新能源最大出力乘10%是多少？
邹鹏：山西电网去年新能源最大出力是2256万，10%就是220万一次调频容量需求。
夏清：现在山西有多少储能？
邹鹏：现在山西独立储能马上会有40万的容量投产，新能源配储现在有3万容量，新型储能市场发展空间还是比较大的。
夏清：我等的就是这句话，说到这里，你刚才提到新能源配储有3万的量。新能源配储在你们市场上，大家都在抱怨赚不到钱，你们调度了吗？
邹鹏：新能源配储，山西这边还有需要突破的地方，现在新上的新能源项目都是平价能源项目，不含补贴，在入市上不要求参与市场交易。但是新能源不参与市场交易，新能源配置的储能难以接受现货市场的分时价格，难以按照现货释放的价格信号调用，难以发挥它的价值。
夏清：所以你告诉我一个事实，下一步新能源如果配储了，只要新能源全部进入市场，按照分时电价进行激励，所有配储的设备就能很快按照峰谷电价开始发挥作用了，弃风弃光来进一步兜底，是不是这个概念？！
很好，我的结论就是：下一步要加快中国现货电力市场的改革，要让新能源全面进入市场，只有这样我们才能形成让新能源与储能协同的机制。感谢，这个问题问完了。
最后问你一个问题，山西的共享储能建设怎么样？规划了很多项目都建了没有？你们还搞了一个共享储能租赁出去，这是什么概念？能不能进一步解释一下？
邹鹏：目前山西的“十四五”规划当中，规划了新型储能600万千瓦独立储能，去年各个厂商提出接入电网的需求容量就达到800万千瓦，这也是您刚才说的大家积极性很高。积极性很高的原因是因为山西现货市场连续运行，价差也在那放着，大家能看见。由于去年储能成本较高，投产相对滞后，今年建设逐步加快。刚才给您汇报了，上半年有两座独立储能电站，预计40万千瓦的容量投产发挥作用。
还有刚才大家关心的问题，除了一次调频和现货以外，储能的收益还不足够，山东有独立储能把容量共享出去租给新能源企业，满足并网规划的要求。山西也有这个机制，这部分也能作为独立储能收益来源的一部分。这是山西的情况。
夏清：你的问题暂时问到这里，待会请你参与对发电企业提出的问题，你们怎么评价他们的观点，让你们彼此之间交流一下，思想产生碰撞。
刚才邹博士提到了山东，山东也是这次有典型意义的，储能在山东发展的确实很快。下面请张处简单介绍一下山东关于储能方面的市场机制。
国网山东省电力公司电力调度控制中心计划处副处长 张国强
张国强：夏老师好，在场的各位领导、专家好。山东为储能设置的市场机制，一是电能量市场，二是调频辅助市场。电能量市场独立储能主要可以以自调度的方式参与电能量市场，这里边收益主要分三块：第一块是通过峰谷价差获取充放电的价差收益；第二部分山东有一个容量补偿电价机制，储能根据每个月的可用容量，可以获取容量补偿费用；第三部分独立储能可以把它的储能容量租赁给新能源场站，获取租赁费用。这是独立储能可以获取的三部分收益。
夏清：我的问题来了，你的峰谷价差大概有多大？
张国强：山东电网去年单日出清最大时段价差是1.58元。平均全年储能充放电差价大概是4毛钱左右。
夏清：这块肯定不足以补偿储能，容量电价呢？
张国强：山东的容量电价补偿是0.0991元/kWh，如果电源保持全月可用容量是充足的，可以通过月底的时候根据这个月的容量共同分享容量费用。
夏清：这个费用是根据什么算出的？
张国强：这是基于市场改革之前，现货市场运行之前有个基准电价，这个基准电价每个省是不一样的，山东原来基准电价是0.3949元，这个对标的是煤电机组的发电价格。
夏清：容量电价是多少？
张国强：容量电价是0.0991块，这是根据煤电机组发电成本、变动成本和固定成本折算出来的。
夏清：你为什么算出来0.091块？这里是用了什么样的成本概念在里面？
张国强：根据发电企业的财务报表核算了变动成本和固定成本，把变动成本刨掉，剩下的就是固定成本。
夏清：利用小时数是不是考虑了？
张国强：这个没有考虑，因为主要是基于基准定价来折算的。
夏清：按照刚才你这个算法，刚才华能田处长开始按捺不住了。现在我问你一个问题，按照你的电价机制，储能在山东能盈利吗？
张国强：基于以前的情况，独立储能在山东基本处于收支平衡的状态，这是单纯的以独立储能自己作为主体来核算的情况。刚才我也说了，对于储能充放电全年平均价差是大概4毛钱左右。实际上，我们在单日出现最大的电价达到了1.58块，所说基于全年包括了夏、冬高峰期的全年时段折算。
夏清：这个问题我搞清楚了，山西和山东的介绍完了以后，我感觉你们认为峰谷价差已经够大了，待会俞理事长也会介绍国外的，国外的比你们大多了。今天我们在这里发声，不只是对你们在座的，对整个社会乃至政府部门也要呼吁，中国现在的限价制度需要改。为什么中国的峰谷价差这么小？我想请问一下钟教授，为什么这么小？现在为了适应新能源的波动性，大家都讲波动性，现在新能源发电已占全部发电量的15%，装机更多，波动的更厉害，我们的价差非要限制那么死吗？中国限价背后的逻辑又是什么？很多问题现在业内没有思考清楚，请清华的钟老师给我们解释一下，不足的我来补充。有请钟老师。
钟海旺：谢谢夏老师，在场的各位领导、专家，大家好。关于夏老师提的问题，我们对于现货市场的限价，因为国外的限价范围是很大的，像澳大利亚它的现货市场最高结算价格能达到1.5万/兆瓦时，最低的价格能达到-1000/兆瓦时，范围相当大。在国内如果采用这么大的范围，实际上短期内还是比较难接受的，所以我们现在采用的限价相对比较保守。但是从价格的引导作用来讲，实际上我们更应该推崇的是要松开价格，发挥价格对市场的引导作用。但是从监管的角度来讲，我们应该在全年运营角度管制它的收益。这个做法像英国的电力市场最新的改革，它的方向也是朝这个方向去做的，也就是做一个收益上限的管制，而不是去限制每天价格的上限。因为我们知道在现货市场里面的价格虽然波动很厉害，像PJM市场尖峰电价也非常高，但实际上市场里面两个核心的要素，一个是价，还有一个是量。如果这个很高的价格对应的结算电量很小的话，实际上对市场主体的收益没有太大的影响。所以我们未来进一步的改革方向应是，逐步的放松对限价这部分的管制，更应该注重对它的平均电价监管。
因为市场成员高峰报了高价没关系，低谷的时候，为了获得更多的份额，他肯定会报低价，以便获得更多的市场份额。一高一低就把价格拉平了。更重要的我认为可能是对市场的平均价格管制，以及对于市场主体一年下来平均收益管制，这是更为重要的。
这是我的初步理解，谢谢夏老师。
夏清：刚才钟老师讲的概念是很重要的，我觉得我们现在习惯于对基础电价的限制，没有让价格作为一种信号来引导波动的供求关系。实际上储能最大的价值就在：在波动当中开展套利。我国还有一个大的问题，我们95%的电量是在中长期里面竞争完了，你们要知道，这样的话，等于剩下5%的电量在现货市场上，他们的价格能拉得开吗？所以这就提出一个问题，新能源大量出现以后，现货的整个电力市场交易体系是否适应？这就是我们对话要呼吁的，全社会要认真考虑，量变引起质变，当电源结构彻底发生变化以后，当新能源的成本是固定成本为主和大量正的外部性前提下，与火电变动成本、固定成本、负的外部性相比，存在着极大的差别，能放在一起竞争吗？
澳大利亚市场中，由于在俄乌战争，很多光伏从原来在一年内可以回收成本，结果两个星期就给收回了，因为化石能源的价格涨了10倍，光伏电价也跟着涨了多倍。所以说新能源跟火电到底怎么协同，如何构建新的电力市场体系，我们下一步要认真考虑。
同样问钟老师一个问题，你说现在我们的市场机制到底怎么样，包括在座的各位嘉宾包括听众都可以抢答，我们的对话是放开的。“交给市场吧”这句话说的轻巧，但是这句话的含义是什么？什么叫交给市场？市场的本质是什么？市场的本质是有需求，并且有了需求以后承认你的价值，现在的问题是，我们现在现货市场，不仅要对新能源进行价值评估，更重要的是我们还要对储能进行价值评估。我的问题来了，我也问问钟教授，能不能给我解释一下，如何对储能进行价值评估？价值是怎么出来的？你能不能给一个解答？引导一下我们国家在建设新型电力系统过程中，现货市场该怎么建设。
钟海旺：谢谢夏老师的问题，关于储能的价值评估问题，可以从两个方面考虑。
第一，从新能源的角度，储能是可以从不同的时间尺度来平抑新能源波动性的。比如短时的新能源波动性，可以通过电化学储能对它进行短期的平抑。对于一天以内的波动性，调峰的，可以通过抽水蓄能，包括4小时、6小时电化学储能也是可以平抑的。对于更长时间尺度的，像超过了一天的，我们可能只能通过电制氢、电制氨等等长时储能的技术手段来平抑它的波动性。这是第一个方面，站在新能源的角度评估储能的价值。
第二，从资产利用率的角度，包括刚才邹处提到的山西，很多时候新能源报价是零，新能源大发的时候节点边际电价就是零。这时候新能源的固定成本、固定投资是没有体现到分时节点电价里面的，所以如果我们的新能源在现货市场里面，未来的报价应根据电力供需平衡性、供求关系，报分时容量电价，这个时候它的价差也能反映储能的价值。包括输配电资产，它的利用效率也是一样的，目前所有的现货市场里面的节点电价，实际上都只是包含了短期边际成本、变动成本，但是我们电网是一个固定资产占比非常高的重资产行业，我们的固定资产固定成本并没有反映到节点边际电价当中去。未来是不是有可能在节点边际电价的基础上，再考虑输配电成本分摊？这样能够使得节点空间价格差异化变得更大，来进一步反映储能空间价值。
邹鹏：我补充一下，关于刚才钟教授介绍的反映储能价值的途径或者品种，在山西我们现在正在开展正备用辅助服务市场的建设。除了刚才说的现货、调频、分时容量机制外，备用辅助服务也能反映储能的价值，现在山西也在这方面开始探索了。
夏清：从备用的角度，关于储能做备用，待会俞理事长会给我们讲到澳大利亚的经验，也会讲到这点。
我简单的总结一下刚才钟老师提到的想法，这里面储能有一个重要的价值，如果我们现在的电价体系能够反映电力行业重资产利用率的话，同志们，储能不愁没有销路，这点，我呼吁全社会共同研究。为什么？储能特别是新型储能起到四两拨千斤的作用，你们想一想我们一年当中，基荷持续了了8760小时，最高负荷却只持续200小时，差了多少倍？近40倍。同样投资在高峰和低谷，但是两个时段下，固定资产成本分摊到度电成本，差了近40倍，这就是我们储能未来发展的空间。实际上，山东已经开始了这方面悄然的改革，请张处长简单介绍一下，山东的分时补偿容量和分时套餐价格机制，这是山东刚刚推出的一项政策，已经在反映这方面的情况了。
张国强：我介绍一下今年山东推行的分时容量补偿电价和分时零售套餐电价机制，结合山东去年全年现货市场运行的实际，主管部门和相关行业内各个主要单位，包括发电企业，去年共同推动了这项政策。也就是，电价分时。
一是容量补偿的电价分时。也就是0.0991块的分时，全年分为四个季节，这个季节和我们自然季节的划分是有差异的。冬季是12月和1月，春季是2月-5月，夏季是6-8月份，秋季是9-11月份，每个季节设置了高峰、低谷和尖峰、深谷，在0.0991块的价格构成上，分成了不同的比例。比如说尖峰价格设置的是基准价格的200%，也就是2倍，深谷设置为基准价格的10%，这是我们容量电价的分时。
二是零售套餐的分时。零售套餐的推行的是工商业用户和售电公司签订的零售套餐，在高峰的时候至少上浮50%，低谷的时候至少下浮50%。主要就是因为现在基于山东的电源结构构成，我们电网的运行迫切的需要调节性的资源。电源侧的资源目前基本上能用的都已经用了，现在迫切的需要挖掘负荷侧的资源。所以我们设置了分时电价机制，引导负荷侧和电源侧，共同削峰填谷。这个政策推行以来，目前在现在的季节，晚高峰削峰达到200万左右，填谷达到了350万左右，已经初见成效。
另外说到调节性电源，储能作为当前国内调节性电源的主力军，目前我们也充分地构建相应的市场机制。去年我们正常运营的储能获得了盈利，今年新建设的爬坡辅助服务市场，也能为储能获得相应的调节收益拓宽渠道。
另外从调频辅助服务品种来说，去年我们有储能和煤电机组联合参与调频辅助服务，已经获得了可观的收益。
夏清：补充的很好，我给点评一下。山东这个价格出来以后，对用户的分时容量电价和分时电量电价很有意义，它给出了一个正确的信号，分时容量电价就是反映刚才讲的要考虑固定资产的利用率定价机制。一是激励需求响应，更重要的是激励发电侧大量储能出现，因为大量的分布式光伏出现，如果再不配储能，大电网不是你随随便便可以买电的地方，什么时候买电，对不起价格是不一样的。这样比对下来以后，未来我们更希望看到在我们的用户侧有大量的储能出现，因为它也是起着削峰填谷。
刚才三位，一位是教授，还有两位是搞市场的，接下来我们也听听新能源企业的心声，先请华能田处长。到目前为止，大家对出台的储能配比政策感触很多，谈谈你们遇到的问题，除了这次会上谈到的问题，还有什么认知和感悟？
中国华能集团有限公司发展管理处副处长 田龙虎
田龙虎：感谢夏老师，对我们企业来说，新能源配储能带来的问题主要有两方面，一是成本的增加，二是大家说的比较多的资源浪费。
成本增加，一方面新能源建设成本提升，例如土地费用、产业投入的费用提升了。同时现在新能源完全平价了，甚至有些地方是竞价，竞价的结果是比新能源平价还要低，这个水平不如前几年有补贴的时候了。
夏清：为什么新能源竞价反而低了？
田龙虎：这也是一个恶性竞争的结果。发电企业，特别是火电装机比较大的企业在调结构，结构转型的压力特别大，国资委考核的压力非常大。大家为了争取一些新能源的资源，像海上风电竞争电价会压的比较低。这种情况下大家还是本质认为可以保证电价，尽量把自己的收益率指标压低，但事实上进入市场化之后，新能源本身因为进入市场之后电能质量是不好的，价格可能会更低。
夏清：进入市场以后新能源价格越来越低了，是因为恶性竞争？
田龙虎：这是两方面的事情，竞争是在开发前竞争指标，但开发之后定下来的电价，在进入市场之后还会再调整。
储能本身投资的增加也会一定程度的增加新能源项目投资，导致本来能干的一些项目拉低了收益率。我们大概有个测算，以10%两小时的储能配置来说，大概增加5%-8%的新能源投资水平，降低收益率1个点。如果要求配置15%、四小时的储能，大概降低收益率3个点。现在发电集团建新能源，对收益的指标要求逐渐放低，现在基本要求是收益率6%，在这种情况下如果降3个点根本不能承受的。
夏清：有两个数出来了，一个是1%，一个是3%的回报率下降。我们看到了这个事实，现在有个问题，我们要深入讨论一下，政策要求新能源配比储能本身这件事情有没有问题？坦率地讲，我是搞电力系统行业的，包括华为的刘博士也在，电力系统本身是没有调节能力的，新能源上来以后你们都说它是清洁的，好的，但是它不好驾驭。因此它必然要求增加调节能力。国家出这个政策的初衷是为了什么？你们既然要上新能源，同时希望你们提供调节能力。这个问题既然已经发生了，初衷是好的，因为上新能源就得上储能，能够激励储能产业，新能源需要灵活性资源调节。关键问题是，你们作为企业，希望从机制上怎么解决这个问题？
田龙虎：我首先跟各位专家、领导汇报一下现状。新能源配储能咱先不讨论，本身是新能源配储能还是构建新型电力系统，咱先不讨论这个问题。我们先反映一个现状。发电企业遇到的问题，除了成本增加之外还有资源的浪费。相关数据也都报道过，关于利用系数的情况，目前看三侧中，装机规模最大的电源侧储能反而利用率是最低的，这对于整个储能行业的发展不是特别好的事情。如果利用率低，那么就会导致劣币驱逐良币的现象出现。今天我看展区中很多厂家出了很多新技术，如果新能源配了储能不用，这个技术本身不能发挥价值，大家不会采用，反而去买更廉洁、更便宜的，那我们厂家出的这些新技术还有什么用呢。
夏清：要用，怎么用？
田龙虎：这点是我要补充汇报的，事实上刚才山西、山东的两位领导也都说了，地方政府包括电网公司出台的后续政策，对于独立储能的政策其实是很大的帮助。特别是对于独立储能，对于新能源项目来说，很多省份允许新能源配储能的时候，不建在场站里，可以建设独立储能。
夏清：山东允许吗？山西也允许吗？两位补充一下。比如我是华能的，我现在装储能不要每个新能源场站装了，干脆建一个独立的、大的项目。
张国强：这个是可以的，在山东可以通过租赁独立储能来达到新能源场站配储的要求。对于新能源配储，今年山东也出台了政策，2月份出台的政策就是为了新能源配储类项目。储能联合新能源场站，可以共同作为市场主体参与现货市场，政策已经出台了。
第二，新能源配储也可以转为独立储能参与市场，这个通道也已经打通了。
夏清：山西呢？
邹鹏：山西也是可以的，而且现在出现了同一个发电集团自己新上了一批新能源，要求配储能，没有配，但是自己建了一个独立储能，自己的新能源租赁独立储能的容量也可以实现这样的情况，山西也是可以的。
夏清：田处你满意了吗？
田龙虎：这个事情能解决利用率的问题，独立储能利用确实更好一点，确实在电网中发挥了作用。
其实并没有解决羊毛出在羊身上的问题，刚才我汇报了我们在山西确实没有投产的项目，不知道准确的数据。山东这边的项目的三个收益大概是29%：15%：56%。56%的收入还得靠新能源租赁自己的独立储能电站，靠租金维持储能电站的生存，等于新能源要出很多的成本租电站。
夏清：你们两位搞调度的，新能源场站配比的储能接入调度没有？
邹鹏：已经实现了信息接入。
夏清：调控吗？
邹鹏：山西不行。
夏清：山东呢？
张国强：山东独立储能的各种信息也都接入了调度平台，现在出台了配储入市以及配储转独立储能的政策之后，存量的新能源侧配置的储能要达到调用条件还要做一些技术上的调整。
邹鹏：我再回应一下田处刚才关心的问题。新能源配储如何利用，如何调用？我觉得关键在于储能定位的问题，我配了储能到底我给自己场站用，还是服务于电网？从现在的情况看，利用率低的重要原因是火电也在进行灵活性改造，用户侧也在进行灵活性需求响应，通过虚拟电厂进行调节。新能源发电并不是每天都能发那么大，也不是每天都有消纳困难的需求，新能源配的储能如果只是定位于给自己服务，那可能应用的场景、时段，需求是有限。如果是服务于整个电网的需求，可能空间需求就会拓展更多。这与刚才山东张处提的，给新能源配储转为独立储能运行拓展了渠道。只要储能项目具备独立的控制条件和要求，就可以参与现货市场，参与全省调频辅助服务，只要全省有需求就可以来参与。但是如果你光定位给自己用，难免会出现利用率不足的情况，还是定位的问题。
夏清：说的非常好，我给大家总结一下。新能源配储的问题本质上是一种计划手段，但如何使用的市场机制没有到位。说句实话，我们对市场的理解现在有待进一步加强。计划是我让你做什么，我让你配储能。什么叫市场？市场是我不说让你做什么，我引导你做什么。比如说，峰谷价差那么大，市场价格来引导我了，那我主动为自己装储能。可惜的是我们现在很多现货市场没有完全到位。在美国现货市场里面，人家的竞争电量达到了95%，欧洲也是这样的。大家想一想，很多市场底层的逻辑问题没有解决好，总是抱怨有问题。下一步我认为：要鼓励储能的做法不是政府让你做什么，因为这不负责任，而是通过市场引导你做什么，你对自己负责任。这是我自己发表的见解，有什么补充？
邹鹏：正如夏老师所说，市场的作用在于引导。山西现货市场不间断运行后，已经有在运的新能源场站考虑配置储能，提升发电曲线调节能力，增加参与现货市场的收益。这些已投运的新能源场站，不是政策要求配置储能，而是自愿配置，这也印证了夏老师的观点。
夏清：田处，你们希望现货市场有怎样的激励机制来支持新能源和储能的协同发展，有什么想法和建议？
田龙虎：首先，经过行业、调研公司、地方政府的努力，独立的共享储能方式慢慢发展的越来越好，包括现货市场的机制越来越好了。第一，希望多以电网侧集中独立共享电站的形式，发挥这种电站的作用，使它作为储能电站发展的主要方向。另外也要推动电源侧的储能，尽快的改造或者尽快实现独立市场实体地位，才能推动储能真正的参与到市场交易中来，真正才能提高利用率，为电力系统提供调节服务。
第二，整个行业加强规划。要发挥电网公司平台作用，毕竟电网公司更了解电网需求，我们应该在真正需要的地方建设储能电站。电网公司知道关键的节点在哪里，哪里是利用率高的地方，选点正确的储能电站，才能更好的发挥作用，选好点峰谷价差大，调用量也多，更容易盈利，也能更容易引导大家都来投资。另外，还可以加强现货市场模拟系统的研究，包括如何准确的评估电站的收益，这就利于社会资本更好的进行决策，投资能够盈利的独立储能电站项目。
第三，多元化的挖潜。储能是个大的范畴，新型储能包括很多形式，储热、压缩空气等各种形式，建议借助多元化储能的形式，优先对火电灵活性改造，水电的增机扩容方式实现深度的挖潜。同时用储热配上火电做调峰，用电化学储能配上火电做调频，融合发展才能使整个调节能力成本降下来，效果更好。
第四，市场导向。希望更多省份，像山西一样出台更有利于新能源发展的政策，包括辅助服务市场，实现同工同酬，包括实现谁受益谁买单，这样才能整个提高市场各个主体的积极性。
未完待续……
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