打破多重掣肘 储能产业将迎真正的春天

“随着储能技术在发电侧、电网侧、电源侧、用户侧、备用电源、应急电源、无电地区、家庭储能市场、综合能源服务、智能交通等细分市场不断深入应用，大量社会资本进入储能全产业投资市场，未来具备向万亿级别市场拓展的潜力。”近日，首届全国储能技术与综合能源服务高层研讨会在福建厦门举行。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在致辞中表示，虽然发展前景广阔，但我国储能产业仍受困于价格机制缺失、商业模式单一等方面的难题。

亟待价格机制完善与商业模式创新

自531光伏新政后，风光等可再生能源平价上网成为趋势，依托解决弃风弃光问题的储能盈利模式不再具备优势。“目前，储能的价值收益难以充分体现，很多储能项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，但调频调峰的补偿机制不健全，峰谷电价套利依赖于电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式。”刘勇指出。

目前储能项目投资成本偏高，社会资本难以进入。虽然储能系统成本有大幅下降，但储能项目商业模式不稳定性、业主对储能价值认识不清晰和市场应用场景储能系统效率变化带来储能项目投资收益风险，造成储能项目融资渠道非常有限，没有为社会资本进入储能市场打开收益空间。同时，现阶段我国出台的储能技术产业化相关的政策体系和价格机制有待进一步的完善，储能价值主要体现在给予其他系统的服务上，比如调峰调频、紧急电源等，储能系统独立性应用价值难以发挥。

业内关注度最高的电网侧储能项目大多引入第三方主体（电网系统内企业）作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。科华恒盛副总裁林仪认为，作为运营方，电网已经开始关注储能的多重价值实现，有利于倒逼储能各类管理与价格机制的建立和完善。

她认为，我国正处于电力市场改革的起步阶段，电网侧储能项目的投运有助于探索和明确储能的属性，界定各个市场角色的界限，保证“过渡期”的充分有效竞争，使储能的应用与电力市场化应用高度融合。

产业良性发展需做好顶层设计规划

目前，电化学储能应用、综合能源服务已进入发展提速期。林仪表示，储能作为综合能源服务的润滑剂，打破了原来单一能源单独规划、单独设计、单独运行的传统模式，增强了综合能源服务的战略商业属性，有利于推动企业转型。科华恒盛基于31年技术经验及对客户需求的充分认知，将电力电子产品与储能物质的应用深度融合，目前在储能与综合能源服务领域布局已得到较快发展。科华恒盛根据不同的应用场景选择不同的储能解决方案，并通过与AI、柔性传输、信息交互等技术的融合，实现综合能源服务管理的自学习、自适应、自完善、不断优化，为综合能源服务的效益和价值最大化提供强有力的技术、产品和方案保证。

据了解，我国电化学储能累计装机规模预计在2020年迈入一个更大的发展阶段，预计在2025年有望达到24GW左右，已经具备千亿级别以上的市场拓展潜力。

但聚光灯下，困局犹存。“在政策导向的影响下，企业为了生存，纷纷扩大产能，一些地方为了招商需求，纷纷给地给政策给资金，满足了企业的短期需求，而没有形成核心竞争力和长远发展动力”，刘勇表示。

他认为，储能产业要迎来真正的行业春天，既要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持续性，又要充分结合国家自然资源优势、研发优势、人才优势和市场优势，进一步激活各种不同储能技术路线自主知识产权创新能力。

此外，刘勇建议，国家层面要对储能技术参与能源结构调整、建设模式、运营效率、电网安全性灵活性等方面进行系统规划，建立储能的产业规划、配置结构、技术规范、管理规则等细则。