曾鸣：推进我国储能商业化的难点与建议

我国储能产业发展现状

政策环境

我国储能产业的战略布局最早追溯到2005年出台的《可再生能源发展指导目录》；2010年出台《可再生能源法修正案》，明文规定电网企业应发展和应用智能电网、储能技术；2011年，储能被写入“十二五”规划纲要；2017年10月国家能源局出台储能行业第一个指导性文件《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，指出要在第一阶段（主要为“十三五”期间）实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段（主要为“十四五”期间）实现商业化初期向规模化发展转变。同时，各省区市也陆续出台关于推动储能产业发展的各项政策。

由此可见，国内对于储能的认识由是否发展逐渐转变为如何高质量发展，目前政策从宏观引导、指导的角度明确了我国发展储能的重要性、必要性和国家所持的积极鼓励态度，符合我国和国际社会发展新能源，建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的大潮流和新理念。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：翁爽）

市场环境

近3年来，储能发展最快的类型是电化学储能，包括锂离子电池和铅酸电池，其次是压缩空气储能、超级电容器、飞轮等机械储能。据统计，目前中国储能装机规模位列全球第一，占全球装机总量17.3%，美国、日本分列二、三位。截至2018年12月，中国储能累计装机32.9吉瓦。其中，抽水蓄能装机31.9吉瓦，占比95.8%；电化学储能装机899.9兆瓦，占比3.4%；其他储能技术（压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储热）共计114.3兆瓦。

我国的储能目前主要建设在清洁能源富集地区和负荷中心地区，发展最快的省份包括江苏、青海和西藏等，其投产项目的储能装机规模位居我国前列。按照应用场景的不同，储能主要分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三种类型，江苏主要是电网侧储能和用户侧储能，提供包括输配电设施基础服务、微网和工商企业备用电源等相关储能服务；青海由于拥有丰富的风力和光照资源，主要发展电源侧储能，支撑新能源的并网及微网运行等服务场景；西藏和青海情况类似，发展重点在于支撑清洁能源并网的电源侧储能。

未来，我国电化学储能规模仍将保持高速增长。随着电力体制改革的进一步推进，储能参与电力市场交易的机制、盈利模式将进一步明晰，这将为我国储能应用带来更大的市场空间。在此情景下，电化学储能的规模将在2022年突破10吉瓦，在2023年接近20吉瓦。

商业模式

电网侧储能可有效提高电力系统安全稳定运行水平，在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电设施升级扩容等多个方面具有重要作用。当前电网侧储能商业模式主要有以下三种：

一是经营性租赁模式。在该模式中，电网公司租赁第三方供应商的储能设施，租赁费用由储能设施供应商和电网公司协商确定；二是合同能源管理模式。在该模式下，电网公司对用户、第三方供应商等主体所有的储能设施进行运维管理，取得的收益按双方合同约定的比例进行分享；三是电网公司全资建设运维模式，但由于《输配电定价成本监审办法》提出抽水蓄能、电储能成本不得计入输配电成本范围，限制了电网公司投资电网侧储能的积极性。

电源侧储能主要应用于支撑风电、光伏等出力波动性清洁能源发电的顺利并网，通过制定充放计划平抑清洁能源发电出力曲线波动，有效跟踪负荷曲线，实现清洁能源的高比例消纳。除此之外，储能系统能够减小清洁能源出力预测误差，降低清洁能源电厂偏差考核风险，进一步提升经济效益。同时，电源侧储能也可以与火力发电相搭配，提升常规火电机组的调节性能和运行的灵活性，获取调频的补偿收益。

用户侧装设储能设施的盈利主要来自于降低用电成本、峰谷价差套利以及参与需求响应等方面。配置储能设施的园区或建筑基于峰谷电价机制，将供热、供冷系统和储能设施协同调度，实现智能化用电，节省电费支出。储能设施具备灵活的充放特性，可降低电网峰谷差率，因此用户侧储能还可参与需求响应移峰用电获取补偿收益，将来还可以参与电力辅助服务市场获取收益。

推进我国储能商业化的难点

综上可以看出，我国储能产业在电源侧、电网侧和用户侧的发展应用积累了较为丰富的商业运营经验，具备了大规模推广应用的基础。但我国储能产业在商业化推进过程中也面临着诸多难点，包括大规模储能技术成本高、储能技术类型与应用场景匹配性不强、储能电站商业模式不明晰、政策机制不完善及安全性问题等方面。

大规模储能技术成本高

为实现储能的大规模应用，我国迫切需要低成本、安全可靠的储能电池，大规模储能技术成本是制约其实现商业化和规模化发展的难点之一。目前电化学储能技术中经济性较好的是铅蓄电池和磷酸铁锂电池，但相较抽水蓄能仍然偏高，综合度电成本为0.4～0.5元/千瓦时，尚不能完全依赖峰谷价差实现盈利，导致市场投资者积极性不高。目前储能技术在系统成本、转换效率、寿命、安全性以及运维和回收等问题上还有待进一步突破。

储能技术类型与应用场景匹配性不强

电力系统发电、输电、配电、用电各个环节对储能技术都有需求，导致储能技术应用场景复杂、多样，每个应用场景对储能技术的能量密度、功率特性、成本、寿命、启动及响应时间等特性要求存在差异。应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电网对储能技术的多样需求。目前尚未有一种储能技术能够适用于各类场景，因此，需要针对各类特定需求场景开发、选用适用的储能技术。

盈利模式无法体现储能的多元价值

储能在电源侧、电网侧和用户侧已有相对成熟的应用，但目前尚无适合的商业模式能够匹配储能的多元价值。用户侧方面，储能收益方式单一，盈利性很大程度上依赖峰谷价差，受制于较高的建设成本，用户投资建设储能系统的积极性不强。电网侧方面，储能投资和回收机制不够清晰，成本无法通过有效的机制进行疏导，限制了电网侧储能的进一步发展。电源侧方面，利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成。目前国内电力市场体系还在进一步完善，适用于储能的交易品种有限、规则有待完善，尚未形成成熟的现货和辅助服务市场，不利于充分体现储能为电力系统提供各类辅助服务的多元价值。

储能设备安全问题不容忽视

目前国内外发生了多起电化学储能起火事件，包括韩国储能电站火灾事故、特斯拉汽车起火事故和美国光热电站火灾事故、江苏储能电站起火事故等，主要原因在于储能在应用于调频等高频次、高倍率充放电场景时，安全性会受到更严格的考验。电力系统的安全关系国计民生，因此市场对储能产品的安全性尤为关注，安全问题直接制约着储能技术应用甚至是储能产业的发展。

储能产业政策机制仍不完善

我国现行储能政策在推动储能的发展方面，鼓励的方式还比较粗放，尚未形成系统配套的政策体系和价格体系，也缺乏细化的和可操作性强的实施纲要。例如，发展技术路线图、可获得的补贴、优惠政策、成本效益如何分摊和核算等都缺乏相关的措施或实施办法。同时，我国对于储能示范项目缺乏常态性的管理、跟踪和阶段性的总结反馈，没有明确的电价和成本核算、成本回收等立足于长远的行动方案。

储能产业发展建议

针对我国储能产业发展存在的难点提出以下几点建议：

加大对大容量储能技术的研发投入。储能技术的研究应适度超前于需求，因此需进一步加大对储能技术基础研究的投入，促进储能技术创新，鼓励储能技术朝着多元化的方向发展，促进储能度电成本的进一步降低。此外，除了推进电化学储能的研发和应用外，也应注重储热和蓄冷等广义储能的发展。重点支持能够显著提升技术经济性的储能装备技术创新，同时大力推进技术标准建设。

同步开展储能与清洁能源发展规划。结合清洁能源发展同步进行储能规划，规划目标可根据具体项目制定，包括项目的综合用能成本最低、达到一定的清洁能源渗透率及用能效率等，明确储能系统的配置方案，包括储能类型、容量、功率和建设位置等内容。通过为清洁能源电站合理配置一定容量和功率的储能系统，促进大规模的清洁能源并网消纳；可以从增加清洁能源机组优先发电量、增加储能系统补贴等手段，给予储能与清洁能源同步规划方面的政策支持。

推广峰谷电价政策机制。实施峰谷电价，能够为电网削峰填谷和吸引储能投资创造更大空间。通过扩大峰谷电价实施范围，合理确定峰谷价差等手段进一步推进峰谷电价机制的实施，运用价格信号引导电力削峰填谷，为储能系统提供市场空间。可设立动态的峰谷电价机制，为储能系统的灵活性优势提供发挥空间，促进储能的应用和发展。

建立清洁能源、储能并网规范机制。建立清洁能源电力并网的规范机制，对于电能质量不满足并网要求的清洁能源电量进行选择性接收，使清洁能源厂站注重储能系统的配置应用。此外，应加快完善储能系统接入电网的设计规范，为储能的开发和应用提供标准参考，同时促进储能产业的健康、有序发展。

鼓励各类型主体参与储能投资。通过政策引导，鼓励电源侧、电网侧和用户侧等各类型投资主体参与储能系统的建设和应用。明确储能系统参与电力系统辅助服务的市场机制和盈利模式，吸引投资者投资储能产业，包括技术研发、设备制造、系统建设和材料回收等各个环节，鼓励电源侧、电网侧、用户侧以及第三方独立储能供应商等任何有条件的投资方投资建设储能装置。

加快建设大规模储能应用的示范项目。通过建设储能示范项目进一步探索储能的应用场景和商业模式，为后续储能在电力系统各个环节的大规模应用积累经验。借鉴较为成功的储能示范项目，探索可复制的推广模式，充分发挥示范项目的带头作用。同时，示范项目政策中还宜再细化投资成本、考虑示范项目后期产出及其运维需要、试验期满后实行商业运行获利偿还前期补贴等一系列问题，使项目能发挥长远效益。

鼓励储能系统的独立化运营。建议允许储能系统作为独立市场主体开展运营，并明确独立储能设施的并网、接入和归调的方式。目前储能是联合其他市场主体运营，比如在电源侧配合火电机组，提供调峰调频，获取辅助服务补偿收益。配合清洁能源机组进行高储低放，平抑清洁能源出力曲线，增加清洁能源电厂的电量收益等。这些模式是储能系统配合其他市场主体运营的，储能系统独立运营有利于从全系统角度优化配置和调用，更好地发挥其灵活性特点，因此需明确独立储能设施并网、接入、归调的方式。

加快推进电力市场建设，完善电力市场机制。通过完善电力市场机制合理体现储能在削峰填谷和提升电能质量等方面的多元价值，通过市场交易使储能获得与其特性相匹配的收益。加快推进电力市场建设，完善储能参与辅助服务市场的交易机制，丰富辅助服务交易品种，包括调峰调频、备用、黑启动等，通过市场手段实现储能系统价值的合理回报。

设立储能专项发展基金。储能基础设施的初期投资大、投资回收期长、投资收益性较低，客观需要融资和金融服务政策的支持。建议把储能基础设施纳入城市基础设施建设体系给予低息贷款政策支持，同时鼓励企业通过定增、发债等间接融资获得专项资金，鼓励风险投资的参与。加快发展储能产业基金或绿色投资基金，借鉴产业基金运营模式，委托给第三方管

理并定期核算投资收益。通过银行等金融机构发行绿色金融债券促进储能产业发展。