在能源结构加速转型的浪潮中，新能源发电的快速发展对电力系统的灵活性、稳定性和可靠性提出了前所未有的要求。作为关键的支撑技术之一，电池储能系统被寄予厚望。南方电网公司专家郑耀东近期指出，电池储能在电力系统中的应用发展存在“上限”，且当前面临商业模式不清晰、政策支持不足等多重挑战。这一观点引发了行业对储能未来发展路径的深入思考。
一、 新能源的崛起与储能的必然角色
以风电、光伏为代表的新能源发电具有间歇性、波动性和不可预测性的特点。大规模并网后，其出力曲线与电网负荷曲线往往不匹配，导致“弃风弃光”现象，并给电网的实时平衡与安全运行带来巨大压力。储能系统，特别是响应迅速、配置灵活的电池储能，能够有效地进行能量的时间转移——在新能源大发、负荷低谷时充电，在新能源出力不足、负荷高峰时放电。这不仅是平滑新能源出力、减少弃电的技术手段，更是提升电网调节能力、保障供电质量、乃至参与电力市场辅助服务的关键基础设施。因此，发展储能系统与设备，是构建以新能源为主体的新型电力系统的必然选择。
二、 郑耀东所指的“发展上限”：多维度的制约
郑耀东提出的“发展上限”并非否定储能的价值，而是基于现实条件的一种审慎判断。这一上限主要体现在以下几个方面：
- 技术经济性瓶颈：尽管电池成本持续下降，但当前锂离子电池等主流技术的初始投资成本依然较高，其全生命周期内的度电成本（LCOS）在多数应用场景下尚不具备压倒性经济优势。电池的循环寿命、安全性、能量密度以及资源可持续性（如锂、钴的供应）等问题，都构成了技术层面的天然上限。
- 系统定位与容量约束：在电力系统中，储能主要定位于提供短时、高频的调节服务，而非基荷能源。其配置容量需与电网的调节需求、新能源渗透率相匹配。盲目大规模建设，可能导致设备利用率低下，投资浪费。电力系统的稳定性需要源、网、荷、储协同优化，储能只是其中一环，其规模不可能无限扩张。
- 物理与安全边界：大规模集中式电池储能站的安全风险（如火灾、爆炸）管理是严峻挑战。大量电池的生产、使用及退役回收环节带来的环境足迹，也构成了可持续发展的隐性上限。
三、 商业模式与政策支持：亟待突破的核心困境
郑耀东特别强调了商业模式与政策支持不足的问题，这恰是当前制约储能产业市场化、规模化发展的最关键短板。
- 商业模式模糊不清：储能的价值体现在发电侧、电网侧和用户侧等多个环节，但其收益渠道分散且不稳定。在发电侧，配套储能增加了新能源项目的初始投资，却缺乏明确的收益保障机制；在电网侧，储能提供的调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价值，尚未完全通过市场化价格信号充分体现；在用户侧，峰谷价差套利是主要模式，但价差幅度受政策影响大，且缺乏需求侧响应等长效激励机制。缺乏清晰、可持续的“谁受益、谁付费”的商业模式，严重影响了社会资本的投资积极性。
- 政策体系尚不健全：虽然国家层面已明确鼓励储能发展，但具体的落地政策、行业标准、监管规则仍不完善。例如，储能的身份定位（是发电设施、用电设施还是电网设施？）、准入条件、并网技术要求、消防安全标准等仍需细化。更重要的是，电力市场建设相对滞后，现货市场、辅助服务市场等尚未成熟，储能作为独立市场主体参与交易面临障碍，其灵活调节的价值无法通过市场交易实现货币化。财政补贴、税收优惠等直接支持政策也较为有限且不具普适性。
四、 破局之道：系统思维与市场驱动
面对上限与挑战，推动电池储能健康有序发展需要多管齐下：
- 加强顶层设计，健全政策与市场机制：加快电力市场化改革步伐，建立和完善包含电能量、辅助服务、容量等在内的多品种电力市场体系，明确储能作为独立市场主体的地位，让其价值能够“明码标价”、获得合理回报。出台更精准的产业引导政策、技术标准和安全规范。
- 鼓励商业模式创新：探索“共享储能”、“云储能”、“储能聚合”等新模式，提升储能的利用效率和经济效益。推动“新能源+储能”的融合发展，通过政策引导或市场合约方式，明确配置储能的收益来源。
- 持续技术创新与成本下降：加大对新一代电池技术（如钠离子电池、液流电池等）、长时储能技术、安全管理和智能控制技术的研发投入，通过技术进步突破性能与成本瓶颈。建立健全电池回收利用体系，实现全生命周期绿色发展。
- 坚持系统优化配置：在电力系统规划中，统筹考虑源、网、荷、储各环节，科学评估储能的必要规模与最佳布点，避免无效投资，追求整个系统综合成本最低和运行效率最优。
结语
南网郑耀东的观点如同一剂清醒剂，提醒业界在热捧储能的必须理性看待其作用边界与现实制约。电池储能是新型电力系统不可或缺的“稳定器”和“调节器”，但其发展不可能一蹴而就，更不应盲目追求装机规模。破解商业模式与政策支持的核心困境，以系统思维和市场机制引导其健康发展，才能使储能技术真正肩负起支撑能源革命、保障电力安全的历史使命。前路虽有关隘，但方向已然明晰，唯有务实创新，方能行稳致远。
