问诊储能商业化之路

作为代表着能源革命大方向的新兴产业，抢占储能产业新高地一度是能源行业中最重要的机遇。但在2019年，这一产业新高地真切地经历了“高处不胜寒”：电网侧储能全面叫停、用户侧储能被降电价“误伤”、发电侧储能诸多项目延期……2019年，储能商业化之路步步坎坷。为了深入探讨储能发展问题，本刊编辑部邀请到中关村储能产业技术联盟理事长陈海生、常务副理事长俞振华、秘书长刘为深入解读储能高质量发展所需的政策支持、市场机制和技术条件，以飨读者。

2018年被称为我国储能产业“元年”，产业一度实现爆发式增长，但今年产业发展明显遇冷，如何看待储能近年来的产业起伏？

陈海生：如何判断一个行业的发展趋势，要从全局、发展和长远角度来理性看待。

首先，从全局看，中国储能行业快速发展的趋势没有变。2019年上半年中国储能装机的规模仍稳步增长，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库的统计数据，中国储能累计装机达到31.4吉瓦，同比增长8.3%；即使电化学储能累计装机也达到了1189.6兆瓦，同比增长9.8%。只是，今年上半年新增装机同比2018年下降了4.2%。大家要正确看待这个问题。一方面，2018年我国电化学储能的装机实现了一个陡增，新增装机年增长率为464.4%，是一个很罕见的增长数据。另一方面，虽然2019年我国电化学储能的装机比2018年下降4.2%，但和2017年以前相比仍然是比较高的数据。

同时，从发展的角度看，储能行业快速发展的持续动力没有变。这包括三个方面，一是能源革命的发展需求，特别是可再生能源和分布式能源的大规模发展对储能的巨大需求没有变；二是储能技术与产业的前期积累已具备顽强的生命力和快速发展的基础，这一点也没有变；三是国家电力体制和电力市场改革方向没有变，所带来的政策红利在持续增加，电力市场改革和可再生能源政策也都将储能纳入支持范围。我们要充分地认识到，当前储能行业发展的积极因素仍占主导地位。

第三，从长远的角度看，我们要保持战略定力，理性判断储能行业的发展过程，做出正确判断。任何一个行业的发展都需要一个过程，经历若干次起伏，这很正常，更何况只是储能行业中的电化学部分新增装机有些波动。从某种意义上来说，某个行业发展到特定阶段的必要调整，更有利于行业的长远发展。有时候，把脚步适当放慢一点，是为了让步伐走得更稳，走得更远。

当前，储能行业面临发展的重要机遇，储能技术与产业经过前期积累，其成本不断下降，已经接近行业自我良性发展的临界点。目前，还需要国家和行业再给予一定的机制和政策支持，促进储能的应用和推广，而应用和推广也会使系统成本更符合市场和用户的要求，这将形成一个健康良性的产业可持续发展的循环。

在电网侧，两大电网公司在2018年曾积极推动储能技术应用，但今年5月出台的《输配电定价成本监审办法》中明确表示在输配电价中对储能成本费用不予认定。政策对储能投资成本不予认定背后的原因何在？对此业内正反两方各执一词，如何理解支持者和反对者的看法？

陈海生：2019年发改委印发的《输配电定价成本监审办法》“明确了‘与电网企业输配电业务无关的费用’是指‘辅业’、‘三产’及‘市场化业务’等发生的成本。对电网企业投资的电动车充换电桩、电储能设施明确不计入输配电定价成本”。也就是把属于市场的事务交给市场，发挥市场在资源配置中的决定性作用，用市场化的方法，处理属于市场的事务，让其在市场规则下发展。

回顾储能发展的历程，无论是政策导向还是储能自身的应用，从来都是以市场化为目标，都是和市场发展深度结合的。因此，虽然《输配电定价成本监审办法》的出台可能在短期会影响储能系统在电网侧的安装规模，但从长远市场需求的角度看，也就是从储能推动可再生能源并网比例的角度、从储能加强电力系统灵活性的角度和提高用户侧能源利用效率的角度，储能的应用规模一定会是持续增加的。当然，这个发展也不是一蹴而就的，我们仍需要电力体制改革的深化和电力市场化发展的支持。

Q国外成熟电力市场中储能运行的市场机制和政策环境对我国储能商业化发展有何借鉴之处？

俞振华：国外针对储能产业发展的各类政策很多，总结来说，大约有四类，分别为研发支持资金；用户侧储能的补贴，主要是针对光储；典型项目支持资金和公用事业的采购目标。四类政策之外，国外电力市场对储能项目发展是一个很好的支持，而国内的市场化改革中，现货市场、偏差考核、各类辅助服务市场尚未真正建立起来，试点的地区在实施细则方面受限于平衡传统能源参与方，对储能的替代效益缺乏广泛的认同和支持。鉴于中国的现状，我们认为首先应该培育一批能够支持储能参与辅助服务的主体，建立一个能够公平竞争的市场机制去遏制无效资金投入和浪费，未来现货交易规则应该体现资金从需求方传导实现合理的辅助服务市场空间，在规则上体现“按效果付费”的原则去支持储能参与市场竞争。

近年来，国内外储能安全事故频发，给产业发展造成重击，您认为在安全技术和安全管理上应采取怎样的措施来保障储能安全？

俞振华：在技术上应加快储能有效安全技术的研发，这方面的技术分成两类，基于储能本体安全性的提高需要加大研发类投入和支持；另一类是应用类，即电池包设计、电池管理、评价、消防等要在应用示范上给予足够的鼓励和必要支持。

一旦形成结论，在标准上要予以支持，创造更好的市场环境，这样才能更好地让产业健康有序发展，并增强中国技术在国际上的竞争力。立足产业发展及市场需求，中关村储能产业技术联盟正在积极开展储能团体标准建设工作，完善储能标准体系和安全标准体系建设，并与国内外检测、认证机构开展良好合作，为储能行业的快速健康发展提供支撑。

用户侧是储能发展中最具潜力的领域，但目前用户侧储能收益点单一，投资回报周期较长，如何激活用户侧储能的市场活力？

俞振华：用户侧项目对成本非常敏感，因此，如何降低成本是至关重要的。

储能模块本身的成本通过规模制造即可有效下降，项目开发、建设方面的软成本需要创建可复制的模式进行消减，目前涉及安全和技术标准方面的应用技术还需要统一，产生的成本需要通过产业形成应用规模才能进行摊销。

形成一定规模之前，通过需求侧补偿或构建虚拟电厂参与辅助服务会是非常有效的措施，个别地区直接补贴光储用户选择先进储能技术也是可以考虑的选择。

用户侧储能发展潜力非常大，但单纯依赖峰谷差价获取收益的用户侧应用对成本极为敏感，需要进一步的技术成熟度提高和成本下降同时实现，才能大规模地激活这个市场；短期内用户侧项目需要发展综合能源利用，发展园区储能，以及在数据中心、用户增容等特殊场景的各类应用。而发电侧或电网侧因为能源结构调整，带来的大规模可再生能源的发展会更能体现储能的应用价值，从政策实施难度来看，发电侧的储能项目更适合部署储能并纳入到电力市场的机制设计中。

新能源+储能理论上是“绝配”，但实际应用效果并不理想，这种应用模式中面临的难点是什么？

刘为：现阶段，储能与可再生能源配套主要是为了解决可再生能源的弃电问题，储能实则是在为过去可再生能源的无序发展买单，只不过这份投资压力转嫁到了可再生能源场站的身上，储能的收益来源同样是可再生能源的高额补贴。试想可再生能源补贴不存在和弃电现象不存在的情况下，这种商业模式也难以成立。即使是在调峰辅助服务市场开放区域，储能参与调峰辅助服务依然解决的是现有的弃电问题，甚至有人说只有在未来保证一定弃电率的情况下，这种商业模式才能持久。这种论证还是个伪命题。

长远来看，储能作为曾经在电力系统中缺失的一环，是稳定可再生能源发电的重要支撑。未来在高比例可再生能源开发和利用的情境下，势必要利用储能平滑可再生能源输出。但问题是，推动可再生能源和绿色发展的高代价势必要由受益方来买单，这受益方既是可再生能源的投资方也是广大的电力用户，一旦可再生能源与储能的发电成本能够传导至用户侧，也就意味着规模化可再生能源发展所需要付出的成本是全民的责任和义务这一观点被全社会普遍认可和接受。在现有的体制下，我们也寄希望于可再生能源加储能的发电成本可以进一步降低，这有赖于技术的进步和规模化应用，但前提是这一成本能够与传统电源发电成本相当。

在过渡阶段，在平价上网之前，我们设想了可再生能源配套储能的配额机制，可由可再生能源场站自主建设，或向市场主体购买储能配额，实现社会储能资源与可再生能源的配套，但前提是我们要在现有和未来可再生能源场景下合理模拟储能应用规模，避免储能的无效扩张。

储能技术应用需要的是开放的电力市场，目前来看，我们迫切希望政策能够解决储能的身份问题，同时需要各地明确储能备案机制，相关部门对储能可能存在的安全问题进行综合认定，电网主体明确不同电压等级和规模储能技术并网要求和调度规则，以及相关市场规则明确储能参与市场的交易和结算工作机制。通过试点示范验证一批符合我国储能产业高质量发展和高质量应用的技术类别，为我国各应用领域储能商业化发展扫清阻力。