钜大LARGE | 点击量：845次 | 2022年12月16日
储能产业发展过程中，还有什么问题亟待解决？
近日，国家能源局组织召开促进储能技术产业健康发展的座谈会上，中关村储能产业技术联盟(CNESA)常务副理事长俞振华代表储能联盟常务理事会成员单位，就产业发展面临的主要问题和建议进行发言，他指出，去年五部委联合发布了《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》，涉及政策法规、示范应用、补偿机制、社会投资、检测认证、系统安全等多方面，但指导意见属于纲领性文件，产业仍需要更具体、更落地的细则性支持政策。
中国电力报：近年来，与储能相关的政策持续落地，推动了储能产业的发展。目前，储能产业发展过程中，还有哪些问题亟待解决？您有怎样的建议？
俞振华：目前储能的应用主要表现在可再生能源侧、调峰调频辅助服务、电网侧、用户侧等领域。
目前可再生能源侧储能项目主要是在上网电价较高的老旧光伏电站加装储能解决弃光问题。这类项目具备一定的经济价值，但是未来也有一定的市场风险（如弃光降低导致收益减少）。这类应用目前主要是发电厂商自主投资，以华能集团、国家电投黄河水电公司、北控清洁能源公司等为代表，在光伏、风电基地等发电侧布局储能，验证储能技术路线，解决新能源消纳问题。
从厂商角度，更关心未来三年五年之后政策路线机会，如果政策路线能更清晰，短期内靠两个细则按市场付费的补偿政策机制给与储能收益，长期来看能够无缝对接未来电力市场、现货市场、辅助服务市场，这对产业发展是非常有益的。
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-40℃ 0.5放电容量保持率≥70%
在电力市场改革进程中，调峰调频辅助服务起步的较早，早在2008年就建立了按效果付费的类市场机制，但当前补偿的资金来源为发电企业。
因此，建议一是考虑到政策的可持续性，补偿资金未来应该向用户端疏导，谁产生需求谁付费，更有利于当前“按效果付费”的储能参与辅助服务；二是如果储能以独立身份进入辅助服务市场，建议以市场化方式进入，与其他市场主体共同公平竞争；三是如果所在区域处于市场早期仍需要政府定价，应按照贡献值定价，避免以成本定价。早期的项目需要一定的利润空间，形成迭代，包括安全问题，其实是可以用工程技术手段解决的，但因为成本的考虑，会限制更有效的方式在安全方面的投入，如何在保证安全的前提下实现可接受的技术经济性是储能产业发展需要克服的挑战。
电网侧储能，从CNESA对储能项目的追踪来看，2018年以来，江苏、河南、湖南等地电网侧储能项目在新增储能市场份额中占了很大的比例。从产业发展的角度出发，需要鼓励电网侧项目通过新建示范项目逐步清晰界定各方的权责义务及发展模式。
建议短期内可以参考抽水蓄能的两部制电价，但储能联盟的专家领导也特别指出，从电力市场的角度来看，需要放开电网侧储能的投资及电站的运营，采取必要措施鼓励电网外的市场主体参与电网侧储能的投资建设。电网自营使得储能项目无法参与未来电力市场交易，否则会扭曲电力市场，未来必须设计机制以确保电力市场中所有市场主体能够获得公平的待遇，这点需要特别慎重考虑。
目前用户侧储能项目主要靠峰谷价差套利，通过能源合同管理模式为用户节省电费。根据CNESA统计数据，截止到2017年底，用户侧电化学储能项目的装机比例占59%，但2018年上半年增速放缓，新增投运装机占比19%。用户侧储能项目在发展过程中主要面临三个问题：一是收益来源单一，收益率不高。考虑到在项目开发、安防系统方面的投入，峰谷价差较高的区域，投资回报周期尚普遍在七八年以上，除少数有高电价差或多重收益场景的项目，其他普遍缺乏投资吸引力；二是投资方普遍关心未来政策风险。未来峰谷电价机制如何调整尚是未知，这也是最近不少已经立项的用户侧储能项目停止上马的原因。三是在安全方面需要引起重视。收益低带来的成本限制变相的压缩了安防方面的投入，带来了安全隐患。
未来包括电动汽车、车电互联、需求响应等也有很大的应用发展空间。尤其是在电力需求响应领域，参照国外电力市场的经验，按优先级依次调度需求侧资源，储能，可再生能源。优先调度需求侧资源是最省钱，提升能效最明显的方式。在中国，电力需求响应开展过试点，但力度不大，用户积极性不高。
从储能角度，如果能够从电力需求侧按参与需求侧响应的类型给予不低于100元/千瓦~400元/千瓦的价格给予补贴，并通过调度给与足够的工作量，则能够增加现有用电侧储能项目的收益，产生较好的动力。建议参照需求响应试点补贴标准，向全国用电紧张省市地区推广。
中国电力报：储能产业发展还需要哪些市场机制的建立和政策细则的出台？
俞振华：总的来说，不管是用电侧、电力辅助服务、电网侧还是可再生能源并网侧的储能项目，产业亟需市场机制带动可持续发展模式的建立。
另外，当前值得警惕的两点是：一是政策代替市场做技术路线选择。针对各种技术路线，政策应加速安全评价、认证方法及标准的建设，而不是简单的做技术路线选择。二是由于电力市场化还在初期，现行各种模式包括用电侧的峰谷差价，辅助服务的调峰调频补偿机制等都属于阶段性政策，只有个别地方建立起的机制能够支撑模式，多数地区无法构建模式，需要补贴才能实施。
已有盈利储能项目的地域也面临政策波动及不明朗，未来含细则的电力市场改革的政策路线图非常有必要加快出台，才能够让储能长期投资成为可能。短期的投资加运营发展模式基本都是储能厂商在透支企业信用，增大了企业的运行风险。
中国电力报：从储能经济性的角度考虑，您期待政策层面给予怎样的支持？
俞振华：一是关于降电价，能否因地制宜地采取更灵活的方式进行电价调整。建议政府可以考虑从降电价空间中预留“储能补贴基金”，支持储能发展；二是指导意见给了一个框架性政策指导，建议地方政府结合自身区位、产业特点，制定适合地方发展、对产业发展更好推进的储能支持政策。
