中國工業報 余 娜

　　技術研發、示范應用、商業化初期之后，中國儲能產業正開啟規模化發展新階段。來自中國能源研究會儲能專委會和中關村產業技術聯盟的最新統計顯示，截止到2018年底，中國已投運的儲能項目累計達到31.3GW，其中電化學儲能與上年同期相比增長了2.8倍，新增項目同比增長了464%。

　　儲能市場繁榮之下，不少行業難題浮出水面。一方面，定價機制和市場準入等關鍵問題尚未完全厘清；另一方面，消防安全風險、火災事故頻發日漸突現。而電網側市場的躍進式發展，亦叢生出各類新的問題。“盡管儲能的春天已經到來，但行業發展仍面臨多重挑戰。儲能的多重價值未在當前價格體系中得到充分體現，儲能價格補償機制尚未完全建立；儲能技術本身仍需提高，特別是掌握自主知識產權和核心關鍵技術方面；儲能產品的成本和安全性等方面，仍需繼續改善。”在近期召開的 “儲能國際峰會暨展覽會2019”上，中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國科學院工程熱物理研究所副所長陳海生如是說。

尚存爭議的電網側應用

　　5月28日，國家發改委正式公布 《輸配電定價成本監審辦法》。2018年以來在電網側發展迅猛的電儲能設施，被明確排除在輸配電定價成本之外。主管單位的一紙政策，給熱情高漲的儲能電網側應用，潑了一盆 “冷水”。

　　“電儲能設施未被納入輸配電成本，一是儲能設施仍屬奢侈品，成本較高；二是電網側儲能建設以電網公司三產公司為主，價格缺乏公允；三是儲能作為輸配電設施，投資收益難以衡量。”清華大學電機系教授夏清對此分析， “雖然目前儲能的價格還比較高，產業還不甚成熟，但若因此就直接把它排除出去，就好像把嬰兒和洗澡水一起倒掉一樣。我們還是應該要理性、有條件地將其納入輸配電管理。”

　　在復清看來，儲能在電網側應用的價值一方面是替代尖峰，節約巨大容量效益；另一方面則是促進電網對風、光等新能源的消納，使電網由電力平衡走向電量平衡。如果未來的電網承認發輸配儲，儲能就應該成為電力系統中一個重要環節。

　　儲能在電網側應用的無限潛力，正吸引著諸多企業蜂擁而入。過去一年，在 《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》的推動下，多批儲能項目落戶地方，電力體制改革下的首個現貨市場開始試點，超過13個省份和地區出臺了輔助服務市場建設新政，市場熱情被充分激發。

　　“不過我認為，在南方電網所轄五個區域內 （即廣東、廣西、云南、貴州、海南五省），大規模開展儲能調頻的必要性并不太大。”產業熱潮之下，中國南方電網有限責任公司科技部副主任鄭耀東直言。

　　“電網側儲能項目由誰來建，這是目前價格司所擔心的問題，需要我們通過市場手段推動全行業發展，在投資多元化、運營一體化的商業模式下，在技術電網統一調度的前提下，引導更多社會資源投向儲能產業，通過市場競爭發現其真正價值。”夏清建議，“市場不僅僅是監管，更多的是利益分配和激勵，這是我多年研究的深刻體會。”

亟待建立的價格機制

　　2018年以來，國內經濟形勢較為低迷，產業結構調整、金融去杠桿、中美貿易摩擦等多重因素交織在一起，產業資本信心受到極大影響。與儲能產業息息相關的光伏產業經歷了痛苦的 “531”劇變之后，隨即形成斷崖式的產業調整。諸多儲能企業也在這一年承受著融資受阻、項目停滯、控制人變化甚至企業重組等困境。

　　“動蕩中孕育著新一輪的發展機會。在‘531’巨變之后，一些技術能力卓越的光伏企業的業務量反而增加，目前有多個光伏項目已經提前開始了平價上網。和光伏一樣，儲能電池的成本也在以每年20%~30%的速度降低，理論上講，2018年儲能技術成本已經突破了行業拐點。”中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華坦言。在俞振華看來，儲能技術的進步已經收窄了成本目標。

　　“應看到，各類價格和回報機制尚有待更透明的處理。”清華大學電機系副教授鐘海旺分析。值得一提的是，在鐘海旺看來，目前國內對 “儲能”的身份定位仍不明確。如何界定儲能的角色？儲能是發電資產，用戶資產，還是電網設備資產？尚沒有明確的答案。與此同時，由于電力市場規則和體系有待完善和調整，儲能價格體系也存在不確定性。

　　事實上，自 “531光伏新政”后，風電、光伏等可再生能源平價上網成為趨勢，依托解決棄風棄光問題的儲能盈利模式不再具備優勢。儲能的價值收益難以充分體現，不少儲能項目只能依靠短期調峰調頻及峰谷電價套利，但調頻調峰補償機制并不健全，峰谷電價套利也僅能依賴于電價水平，具有較強不確定性。

　　與此同時，儲能項目還在面臨投資成本偏高，社會資本難以進入的窘境。盡管儲能系統成本有大幅下降，但儲能項目商業模式的不穩定性、業主對儲能價值認識不清晰以及市場應用場景儲能系統效率變化帶來儲能項目投資收益風險，造成儲能項目融資渠道非常有限，社會資本進入儲能市場的收益空間尚未打開。

　　“就中國而言，在定價機制層面，第一要明確儲能價格監管的邊界，即界定政府在儲能保障系統運行安全、參與輸配電服務以及參與電力市場交易定價中的角色；第二，要進一步完善輔助服務定價機制，充分納入調節質量因素，并合理疏導輔助服務成本至用戶側；第三，要加快現貨市場改革，盡快形成日前、日內價格曲線；第四，應結合電力系統靈活性需求，研究新型輔助服務交易產品；第五，應盡可能減少終端電價政策干預。”國家發改委能源研究所可再生能能源發展中心研究員劉堅建議。