中國儲能網(wǎng)訊：第十二屆中國國際儲能大會演講速記如下：
李軍：我分享的題目是壓縮空氣儲能在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)中的功能定位與商業(yè)模式，我是來自中國能源建設(shè)集團數(shù)字科技有限公司的李軍。
中國能建是國資委直屬的中央企業(yè)，業(yè)務(wù)范圍覆蓋能源電力基礎(chǔ)設(shè)施提供整體方案。目前，中國能建在香港和上海兩地同時上市。中國能建目前實施的是以“一個愿景”、“四個前列”、“六個一流”、“六個重大突破”為核心的“1466”戰(zhàn)略。從產(chǎn)業(yè)鏈上，能建的業(yè)務(wù)覆蓋能源電力、水利水務(wù)、鐵路公路、港口航道、市政工程、城市軌道、生態(tài)環(huán)保等領(lǐng)域。在縱向上，中國能建具有集規(guī)劃咨詢、評估評審、勘察設(shè)計、工程建設(shè)及管理、運行維護、投資運營、技術(shù)服務(wù)、裝備制造、建筑材料為一體的完整產(chǎn)業(yè)鏈。以上是我們所在集團的大致情況。
今天我和大家分享的題目分為六部分：一是雙碳戰(zhàn)略下儲能產(chǎn)業(yè)所處的政策背景，二是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)電力的難點挑戰(zhàn)，三是儲能在新型電力系統(tǒng)中的作用定位，四是大規(guī)模壓縮空氣儲能電站建設(shè)方案，第五和第六都是側(cè)重商業(yè)模式的分析，今天和大家共同分享。
政策背景，大的背景是習總書記在2020年多次提出的雙碳戰(zhàn)略背景，基于雙碳背景，在2021年提出的“兩個構(gòu)建”，構(gòu)建清潔、低碳、高效的能源體系，二是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，所以今天我們站在這里談儲能，大的背景就是基于以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，只有在這個背景下才能深刻理解儲能尤其電力儲能在現(xiàn)行市場中的定位和發(fā)展趨勢。
在這個背景下，我們認為電力行業(yè)的電源結(jié)構(gòu)、業(yè)務(wù)形態(tài)、運營方式將發(fā)生巨大的變化，儲能的地位日益重要，尤其是大規(guī)模、長周期、高壽命、低成本的儲能，將成為新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵支撐。
在相關(guān)的政策文件上，在這之前，2020年、2021年也陸續(xù)發(fā)布了很多與能源、儲能相關(guān)的文件，我截取主要的和大家分享。第一個頂層設(shè)計文件，我們認為就是2021年兩會發(fā)布的“十四五”和2035年遠景目標，我理解這個文件是面向全局戰(zhàn)略的綱領(lǐng)性文件。第二個層面，面向能源行業(yè)的指導性文件，2022年1月發(fā)布的《十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，2022年10月份發(fā)布的《十四五可再生能源規(guī)劃》，2022年1月份發(fā)布的《十四五新型儲能發(fā)展規(guī)劃》，這都是引領(lǐng)能源行業(yè)發(fā)展的指導性文件。立足儲能產(chǎn)業(yè)，在2021年、2022年國家陸續(xù)發(fā)布了《關(guān)于加快推進新型儲能發(fā)展的指導意見》、《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度的通知》，這兩個文件對儲能行業(yè)有非常好的指導作用。
在2021年的文件里，有幾個點想和大家分享一下：一是在指導意見里明確了新型儲能的定義，新型儲能就是除抽水蓄能外，以電力為主要輸出形式的儲能技術(shù)，同時也強調(diào)了新型儲能規(guī)模化發(fā)展的必要性。在發(fā)展規(guī)模上，這個文件界定了兩階段目標：第一階段是到2025年，這屬于新型儲能商業(yè)化初期到規(guī)?；D(zhuǎn)變的過程，這個過程中到2025年，新型儲能的裝機規(guī)模達三千萬千瓦以上。到2030年，新型儲能進入了全面市場化階段，這個階段新型儲能的裝機規(guī)模要基本滿足新型電力系統(tǒng)相應的需求。從商業(yè)模式和政策機制上，這個文件把新型儲能分了幾個模式：電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站、電網(wǎng)側(cè)替代性儲能、用戶側(cè)儲能、新能源+儲能模式，實際上后來這幾個模式也是現(xiàn)在行業(yè)內(nèi)探討的幾個主要的商業(yè)模式。
在2022年的通知中，又提到了關(guān)于新型儲能的市場定位，這里面除了市場定位，包括新型儲能參與電力市場的運營模式，尤其是第三點，研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，推動電站參與電力市場，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本納入輸配電站回收，我們認為未來電網(wǎng)側(cè)獨立性的儲能也必將迎來它的商業(yè)模式和發(fā)展機會。
這也是通知的其他文件，時間關(guān)系不細說了。
第二部分，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)面臨的難點挑戰(zhàn)。
我認為新型電力系統(tǒng)顯著的特點就是它面臨的首要挑戰(zhàn)，就是高風光滲透比的電力系統(tǒng)。根據(jù)相關(guān)資料顯示，目前2020年整體裝機量是在22億千瓦，預計到2060年，總體裝機要上升到80億千瓦。在總裝機量提升4倍的過程中，實際上以風光為代表的新能源的增長，和以煤電為代表的化石能源，這兩個是一個此消彼漲的過程。比如說，煤電的裝機量，2020年是10.8億千瓦，總體占比49%，預計在2025年，煤電的裝機量會達到峰值，達到11億千瓦，此后到2060年，應該是逐年下降的過程。那么，我們按照相關(guān)資料，預計在2060年，煤電應該是基本上會退出整個發(fā)電電源行業(yè)。同時，以風光為代表的可再生能源發(fā)電，目前2020年總的裝機是5.3億千瓦，占比基本上是24%，到2060年，總的裝機會達到63億千瓦。從5.3到63，基本上還要增長十多倍的空間，未來在整體電力系統(tǒng)的裝機占比會達到78%。因此，這個過程，新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程，也是火電比例、傳統(tǒng)能源比例下降，風光能源提升的過程。包括在裝機總量，在發(fā)電量上，都是新能源未來會占高比例。
第兩個挑戰(zhàn)，風光發(fā)電為電力系統(tǒng)穩(wěn)定帶來不確定性。這種不確定性從兩個方面來理解：第一個方面，新能源機組自身面對外部電力系統(tǒng)的抗擾動能力弱。受限于電力電子器件的電壓、電流耐受能力，新能源機組在電網(wǎng)發(fā)生擾動時存在一定的脫網(wǎng)概率。由于我國的資源稟賦特性，目前主要以大規(guī)模集中開發(fā)、遠距離送出的發(fā)展模式為主，風電場普遍位于電網(wǎng)末端，當?shù)仉娋W(wǎng)結(jié)構(gòu)普遍比較薄弱。比如，2016年，新能源發(fā)電占比高達48%的澳大利亞南部地區(qū)，受強臺風和暴雨等極端天氣影響，88秒之內(nèi)遭受5次系統(tǒng)故障，引起6次電壓跌落，導致9座風機場脫網(wǎng)，最終演變成持續(xù)50小時的全州大停電。這也顯示了新能源在應對電力系統(tǒng)波動的時候，它的抗擾動能力弱。
第二個方面，新能源電源應對電力系統(tǒng)負荷波動的支撐能力不足。本身它不抗擾動，另外它對系統(tǒng)的支撐也不足，這個支撐不足是對于傳統(tǒng)的火電機組相比較而言。當電力負荷大幅度調(diào)整的時候，電力系統(tǒng)的頻率會快速變化，這時候由于新能源機組不具備轉(zhuǎn)動慣量，無法適用這種快速的頻率變化。比如說，2015年在新疆哈密，它也是電網(wǎng)產(chǎn)生次動幅諧振，最終導致3臺66萬的火電機組跳閘，造成了局部區(qū)域頻率的下降。應該說，以上兩種弱抗擾動能力加弱系統(tǒng)支撐能力的疊加，將這種新型電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性或者安全隱患放大。
第三個挑戰(zhàn)，風光資源與負荷中心逆向分布的特點。這是由我國的資源稟賦所決定的，大家都知道，1935年，北側(cè)以黑龍江黑河，南側(cè)以騰沖劃了一條胡煥庸線，那時候劃分這個線是以人口密度作為劃分，但我覺得這個線對新能源的資源稟賦，包括過去的煤電資源稟賦，是同樣適合的。我國不管是煤炭還是風光，都是集中在三北或者西北地區(qū)，負荷消納在中東部地區(qū)。新能源的形態(tài)同樣也是這樣，是逆向分布，比如說我國太陽能重點開發(fā)區(qū)域，新疆、青海、內(nèi)蒙、西藏、甘肅，西部、北部的裝機占比60%。風能開發(fā)的重點同樣在新疆、甘肅、內(nèi)蒙、吉林、河北，裝機總量大概也是60%。但反觀消納，我國中東部人口比重高，經(jīng)濟基數(shù)大，用電量將長期維持在60%以上。所以這種逆向分布決定了未來西電東送、北電南用，依然是我們未來跨區(qū)輸送的主要方式，將三北地區(qū)豐富的風光轉(zhuǎn)換為電能，實現(xiàn)長距離的跨區(qū)輸送，這也是我們實現(xiàn)能源安全的重要途徑。同時“十四五”規(guī)劃、2035遠景目標，其實都是對西電東送的特高壓進行了相應的規(guī)劃。
第四個挑戰(zhàn)，能源消費電氣化進程加快，用能成本顯著增長。右邊的圖是今年1月電網(wǎng)代理購電價格對比燃煤基準價上漲幅度，除了青海省以外，其他地區(qū)的購電成本顯著上升，天津、上海、河南購電成本上升25%以上。就是說，未來隨著用電量的增加，用戶的用能成本也將拉大，我們認為儲能在這過程中可以扮演一個平抑價格波動的角色。
第三部分，儲能在新型電力系統(tǒng)中的作用定位。
第一個作用，承擔電力系統(tǒng)中的調(diào)峰及輔助服務(wù)。剛才說到了未來煤電將在2025年達到峰值，到2060年基本退出，實際上這個過程中，大家可以看右邊這張圖，藍色部分代表的是風光每年的增長，它的增長是呈10倍級增長，白色部分是裝機總量的部分，就是從2020年22億千瓦增長到2060年的80億千瓦，橘色部分是電網(wǎng)中所需要的調(diào)峰資源。目前，電網(wǎng)中主要的調(diào)峰資源就是火電廠，隨著火電比例的降低，這種調(diào)峰資源誰去充當？我們認為只有是大規(guī)模的儲能，才能維持每年11億左右的調(diào)峰資源，這也是我們認為未來儲能為什么能夠在電力系統(tǒng)占據(jù)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的主要依據(jù)。同時，除了調(diào)頻電源，作為電力輔助服務(wù)的提供，它才能承擔調(diào)峰調(diào)頻、黑啟動、黑啟動、備用電源、主動調(diào)節(jié)等，這都是傳統(tǒng)火電機組所具備的輔助服務(wù)功能。
第二個作用，改善新能源的出力特性。新能源出力具有隨機性和波動性，從右邊的圖來看，無論是風還是光，都呈現(xiàn)不規(guī)律的特點。右邊是出力特性，左下角是同樣一個地方的負荷特性，也就是說負荷與電源在時間上是有錯位的，這種錯位如何消除？只有引入儲能才能把時空上的能量錯位進行消除和緩解。
第三個作用，助力特高壓外送新能源電源。目前來講，咱們國家的風光棄電率已經(jīng)下降很多，但是如果從目前的5.4億千瓦到未來的80億千瓦，這種西北部地區(qū)的新能源，一定還是要通過特高壓外送至中東部。過去從西部往東部外送電力，主要是按照“火電+新能源”打捆的方式，未來火電如果不再新增，我們覺得新能源打捆大規(guī)模儲能，或者打捆大規(guī)模水電，應該是一個可行的方式。
第四個作用，平抑電力現(xiàn)貨市場大幅電價波動。2022年3月份有一個比較特殊的情況，電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)了17個小時左右的零電價，這是由于當時一些新能源大發(fā)加上新能源與熱電機組在市場中的定位不一樣，就出現(xiàn)了價格比較劇烈的波動。同樣，左下圖是2020年5月到2021年5月，陜西省電力現(xiàn)貨市場月度平均日前價格，由此可看，依據(jù)不同的時段，價格的波動也是非常大，未來儲能引入到電力市場以后，它可以作為一個電能的蓄能池，低的時候充，高的時候放，減緩電價的波動。
第四部分，大規(guī)模壓縮空氣儲能電站的建設(shè)方案。
壓縮空氣儲能系統(tǒng)是在儲能階段，通過消耗電能將空氣進行壓縮儲能，在釋能階段將高壓空氣釋放發(fā)電，是一種新型的大規(guī)模儲能系統(tǒng)，這種儲能系統(tǒng)的優(yōu)勢在于大容量和長周期，而我們認為100MW以上的單機容量，4小時以上的儲能時長，更適宜這種大規(guī)模的物理儲能。
它由七大系統(tǒng)構(gòu)成：一是高壓儲氣系統(tǒng)。也就是將高壓空氣密封在地下的鹽穴或者洞室當中。二是空氣壓縮系統(tǒng)。也就是使用低谷電通過空氣壓縮機做功，將高壓空氣進行儲存。三是壓縮換熱系統(tǒng)，四是熱量存儲系統(tǒng)，五是膨脹換熱系統(tǒng)，三四五都是系統(tǒng)熱量的換熱和存儲系統(tǒng)，因為空氣在壓縮過程中會有大量的熱量放出，如果熱量不進行收集和回收，會降低系統(tǒng)的效率。六是膨脹發(fā)電系統(tǒng)。這和傳統(tǒng)的火電機組比較類似，空氣從地下涌出，與換熱器進行換熱，形成高溫高壓的氣態(tài)，推動發(fā)電組做功。七是并網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)。以上構(gòu)成了壓縮空氣儲能的完整系統(tǒng)。
這是我們做的實體工程效果圖。應對剛才說的七大系統(tǒng)，它在圖上也分別可以找到相應的位置，一是高壓儲氣，這個項目是屬于鹽穴儲氣的工程，所以它的高壓儲氣系統(tǒng)是位于廠區(qū)地下700米左右的鹽穴空間。第二部分是壓縮膨脹系統(tǒng)，我們是放在了前端的壓縮膨脹的主廠房。第三部分是熱量交換系統(tǒng)，第四是熱量存儲系統(tǒng)，第五是冷卻水系統(tǒng)，第六是水處理系統(tǒng)，第七是消防水系統(tǒng)，第八是綜合辦公系統(tǒng)。應該說，八各系統(tǒng)組成了一個完整的壓縮空氣儲能電站的整個工藝，占地面積150畝，包括儲氣容積、電網(wǎng)接入、耗水量，這其實都是我們常規(guī)的工程可以接納的外部條件。
在具體的路線上，目前來講，大致分為非補燃式和補燃式兩種路線。壓縮空氣儲能系統(tǒng)對比其他的儲能技術(shù)，我們認為有它自己的特點，第一是它的整個系統(tǒng)可以分成功率模塊和容量模塊，這是與傳統(tǒng)飛輪或者電化學不一樣的地方。在功率模塊上，壓縮空氣儲能對應的是大型的空氣壓縮機、大型的空氣透平機、電動機、發(fā)電機，這決定了儲能系統(tǒng)的容量，也就是決定了我的千瓦。那么，時長是4小時還是8小時，這個時長是由容量模塊決定，容量模塊在系統(tǒng)里就是交換裝置和空氣存儲裝置。所以說，壓縮空氣的功率和容量可以解耦，同樣100MW可以做成4小時的系統(tǒng)，也可以做成8小時的系統(tǒng)。
這張圖是我們在全國的一個項目布局。目前，重點推進的項目一個是在湖北、山東地區(qū)，同時在東北以及甘肅，這些都是我們重點布局的30萬等級的壓縮空氣儲能電站。
第五部分，儲能參與新型電力系統(tǒng)的商業(yè)模式。
從大的分類上來講，我愿意把儲能分成電網(wǎng)側(cè)儲能和新能源儲能、用戶側(cè)以及未來的獨立性儲能電站，應對不同定位的儲能電站，未來的盈利模式不一樣。比如說電網(wǎng)側(cè)儲能電站，我理解未來可能更多會參照抽水蓄能這種兩部制電價做它商業(yè)回收的模型。用戶側(cè)儲能電站，我們覺得未來不會成為市場的主力，但是它從電網(wǎng)側(cè)降低它的用能成本，還是比較好的一個模式。電網(wǎng)側(cè)提兩部制還是有政策依據(jù)的，就是國家在2021年發(fā)布的633號文，將兩部制電價說的比較明確，我們希望未來這個文應該是普世到新型儲能的其他儲能技術(shù)里，而不僅僅局限在抽水蓄能。
對于新能源電站來講，目前推的兩種：一是風光聯(lián)儲模式，說白了就是新能源電站配儲能，我想未來可能新能源側(cè)電站會走向共享儲能模式。也就是不再單獨建了，大家可能把費用以租金的方式直接付給大規(guī)模共享的儲能電站，這樣可能對電網(wǎng)更有意義。未來獨立型儲能電站，未來是要進入電力現(xiàn)貨市場去進行谷時充、高時放的模型。
在新能源側(cè)的模式下，我想重點說一下共享儲能模式。我們設(shè)想，共享儲能模式應該是由儲能投資方獨立投資，新能源租賃容量，它的優(yōu)勢第一個就是新能源的投資方通過配置儲能的容量，可以不在初期中建設(shè)儲能電站，可以降低新能源投資方的投資壓力。第二個優(yōu)勢，可以將分散在各個新能源場站的分散式儲能聚合為大規(guī)模、高性能的長時儲能電站，便于電網(wǎng)的集中調(diào)度，也有利于區(qū)域電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。因為太分散，調(diào)度幾十個儲能電站的意義也不大，同樣的資金歸結(jié)到一起，變成一個電站，有可能實現(xiàn)十個小儲能電站的功能。
這里的模式，我想還有幾個困難：第一個困難就是涉及多方的利益主體，在利益分配和租賃費結(jié)算機制上難以達成一致，我們希望政府扮演組織方的角色，或者說做一個強力的牽頭方，引導儲能行業(yè)良性發(fā)展。第二個困難，由于新能源電站和儲能電站是不同的投資主體，在儲能電站和新能源富余電量的傳輸過程中，是不是還要繳納輸配電價，這也是政策上需要轉(zhuǎn)變的地方。
第三個模式是用戶側(cè)儲能電站，就不細說了，最開始接觸儲能基本上都是一個模式。
第四個模式是獨立型儲能電站，我們認為這是未來儲能在未來市場中主流的模式。因為根據(jù)之前規(guī)劃的統(tǒng)一電力市場的架構(gòu)，未來電能量市場會分為中長期市場和現(xiàn)貨電力市場，儲能在這過程中更多是享受電力現(xiàn)貨形成的差價，才能形成它的盈利機制。所以我們認為未來儲能是要面向電力現(xiàn)貨市場去充當各方主體的調(diào)節(jié)器的作用，通過低充高放，一方面獲取電價收益，另一方面扮演電力現(xiàn)貨市場的蓄能池和緩沖器，降低中長期的風險。
第六部分，主要儲能技術(shù)關(guān)鍵指標與經(jīng)濟評價。
我們選取了鋰電池、抽蓄以及壓縮空氣做了對比。從系統(tǒng)造價，包括建設(shè)的便利性來說，這幾類技術(shù)還是有比較大的差異。比如說鋰電池儲能，它的優(yōu)勢就在于靈活，部署方便，建設(shè)周期可能就幾個月，同樣可以適用于調(diào)頻、短時調(diào)峰、黑啟動。但是對于抽蓄和壓縮空氣，它們的建設(shè)周期略長，而且選址要求也高一些。但是它們運行年限長，從30年到40年，而且中間過程沒有大犧牲的投資，同樣這兩種技術(shù)都適于長時的調(diào)峰，具有旋轉(zhuǎn)備用這種轉(zhuǎn)動慣量的功能。
這張圖是以100MW儲能系統(tǒng)為例進行的系統(tǒng)造價分析，從這張圖上看出，藍色的線是鋰電池儲能，在系統(tǒng)的時長小于4小時的時候，鋰電池的儲能總體造價是低于抽水蓄能、壓縮空氣的。當系統(tǒng)的容量上升到4小時或者5小時以上，抽水蓄能以及壓縮空氣在工程造價上體現(xiàn)出了成本的優(yōu)勢。
這是一個單位投資單價，分析的結(jié)論和剛才一樣，也就是說，鋰電池無論規(guī)模多大，它的單位投資成本變化不是很大。對于壓縮空氣和抽水蓄能這種大型的物理儲能，時長越長，它的單位成本優(yōu)勢就越明顯?？梢钥吹?，當這個系統(tǒng)容量的時長大于8小時，壓縮空氣或者抽水蓄能的單位千瓦時的造價可以低于一千元，鋰電池的造價未來更多是依托技術(shù)進步去推動造價。
這張圖是我們以廣東地區(qū)為例，參考了廣東地區(qū)8月份的電力代購價，差價是0.6457元。在這個價格下，如果儲能電站要實現(xiàn)峰谷套利的盈利，對于鋰電池而言是比較難的，但是如果系統(tǒng)的容量擴大到4小時、5小時，這時候大規(guī)模的物理儲能還是有市場機會和空間可以實現(xiàn)商業(yè)化盈利。
這是對比了LCOE，在度電成本上也是，只有時長做到4-5小時，度電成本才能平衡掉充電成本和固定資產(chǎn)投資。尤其對于這種儲能項目而言，我們應該需要將充電成本與儲能的系統(tǒng)效率引入LCOE公式，這樣才能全口徑衡量儲能項目的全壽命周期的成本。因為有的市場上測算的是直接拿固定資產(chǎn)去分攤，但實際上這塊是沒有考慮它的充電電價成本以及儲能的轉(zhuǎn)化效率，這是需要改進的地方。
總結(jié)來說，通過以上分析，僅僅是從工程投資角度進行的分析，沒有考慮技術(shù)性能、運維成本、系統(tǒng)效率等全因素的影響。第二，沒有一種儲能技術(shù)能夠適應所有場景，沒有包打天下，這需要根據(jù)項目的情況進行具體的區(qū)分。第三，隨著儲能技術(shù)發(fā)展，各類儲能系統(tǒng)的造價水平和變動趨勢將發(fā)生變化。第四，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的大背景下，新型儲能技術(shù)的涌現(xiàn)、演變和進化將一直存在。第五，不同的儲能技術(shù)有不同的適用場景，未來百花齊放是最好的發(fā)展形式，市場認可的儲能技術(shù)才是最好的儲能技術(shù)。
提幾點建議，作為一個儲能行業(yè)的從業(yè)者，我們認為未來應該會有幾方面的建議：
第一，暢通儲能電站建設(shè)成本疏導機制，能夠?qū)㈦娋W(wǎng)側(cè)的儲能，它的建設(shè)成本納入輸配電價，同樣鼓勵配置高安全、大容量、高效率、長周期的儲能技術(shù)。另外，對參與電力輔助服務(wù)的儲能電站，明確最低調(diào)用小時或頻次，降低儲能投資風險。
第二，支持符合一定技術(shù)條件的儲能電站參照兩部制電價。
第三，確立儲能電站的獨立市場地位。目前來講，國家已經(jīng)發(fā)文免除獨立儲能電站的輸配電價與政府基金，但實際上從實操過程中來講，還有一個儲能電站的每千瓦每月的容量電費，這是不是免除，目前來講沒有見到政策的文件。另外，我們建議參照新能源，對儲能電站給予比如說增值稅減半或者說所得稅“三免三減半”的階段性政策優(yōu)惠。
第四，鼓勵儲能電站主動參與電力市場交易。電力現(xiàn)貨市場是未來長時儲能電站交易的主戰(zhàn)場，我們希望未來的電力現(xiàn)貨市場還是要形成市場化的價值機制，拉大電價峰谷的價差與時長，以電力現(xiàn)貨價格反映電能量的供需矛盾，這個過程中儲能應該能找到它自身的商業(yè)價值以及盈利空間。
以上是我的分享，謝謝大家！
