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> 作为代表能源革命总方向的新兴产业，抢占储能产业的新高度曾经是能源产业最重要的机遇。然而，2019年，该行业的新高度真正经历了“极度寒冷的高度”:电网侧储能完全停止，用户侧电价“意外”下调，发电侧的许多项目被推迟...2019年，储能商业化的道路崎岖不平。为进一步探讨储能发展，国际电联媒体邀请中关村储能产业技术联盟主席陈海胜、常务副主席余振华、秘书长刘威深入了解储能高质量发展所需的政策支持、市场机制和技术条件，以利于读者。
国际电联新闻媒体:2018年被称为中国储能产业的“第一年”。该行业一度实现了爆炸式增长，但今年的工业发展显然是冷的。你如何看待近年来储能行业的起伏？
陈海胜:如何判断一个行业的发展趋势，应该从全局、发展和长远的角度来理性看待。
首先，从全球角度来看，中国储能产业的快速发展趋势没有改变。2019年上半年，中国储能规模仍在稳步增长。据中关村储能产业技术联盟项目数据库统计，中国累计储能能力达到31.4千兆瓦，同比增长8.3%。电化学储能累计装机容量达到1189.6兆瓦，同比增长9.8%。然而，与2018年相比，今年上半年新安装的数量下降了4.2%。每个人都应该正确看待这个问题。一方面，2018年中国电化学储能装机容量大幅增长，年增长率达到464.4%，这是一个非常罕见的增长数据。另一方面，尽管2019年电化学储能装置的装机容量比2018年低4.2%，但与2017年前相比仍是一个相对较高的数字。
同时，从发展的角度来看，储能产业快速发展的持续势头并没有改变。这包括三个方面。首先，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，没有改变。二是储能技术和产业的早期积累具有强大的生命力和快速发展的基础，这一点没有改变。第三，国家电力体制和电力市场改革的方向没有改变。改革带来的政策红利不断增加。能源储存也包括在支持电力市场改革和可再生能源政策的范围内。我们必须充分认识到，当前储能产业发展中的积极因素仍然占主导地位。
第三，从长远看，要保持战略集中度，理性判断储能产业的发展进程，做出正确判断。任何行业的发展都需要一个过程，经历几个起起落落，这是很正常的，更不用说储能行业新增的电化学设备的波动了。从某种意义上说，一个行业到某个特定阶段的必要调整更有利于该行业的长远发展。有时候，放慢你的步伐是为了让你的步伐更稳定，走得更远。
当前，储能产业面临着重要的发展机遇。储能技术和产业在早期已经积累，成本不断降低，正接近产业自我完善的临界点。目前，国家和行业还需要给予一定的机制和政策支持来促进储能的应用和推广，应用和推广也将使系统成本更加符合市场和用户的要求，形成健康、健康的可持续产业发展循环。
国际电联新闻媒体:您如何看待今年5月发布的《输配电定价成本监督检查办法》中关于储能成本不计入输配电成本的规定？
陈海胜:NDRC 2019年颁布的《输配电定价成本监督检查办法》明确规定，“与电网企业输配电业务无关的成本”是指“辅助业务”、“第三产业”和“市场化业务”发生的成本。电网企业投资的电动汽车充电换堆和电能储存设施绝对不计入输配电定价成本”。也就是说，要把市场事务交给市场，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，用市场化的方法来处理市场事务，使其在市场规则下发展。
回顾储能的发展，无论是政策导向还是储能本身的应用，都是以市场为导向，与市场发展紧密结合。因此，虽然《输配电定价成本监督检查办法》的颁布在短期内可能会影响电网侧储能系统的安装规模。但是，从长期的市场需求来看，即从储能促进可再生能源并网的比例来看，从储能增强电力系统的灵活性和提高用户侧的能源利用效率来看，储能的应用规模肯定会继续增加。当然，这一发展不会一蹴而就。我们仍然需要深化电力体制改革和发展电力市场的支持。
国际电联新媒体:成熟的国外电力市场中储能运行的市场机制和政策环境能从中国储能的商业化发展中学到什么？
余振华:发展储能产业有多种对外政策。总之，大约有四种类型，即研发支持基金。用户侧储能补贴主要用于光存储；典型项目支持资金和公用事业的采购目标。除了这四种政策外，国外电力市场是发展储能项目的良好支撑。然而，在国内市场化改革中，现货市场、偏离评估和各种辅助服务市场还没有真正建立起来。试点地区在实施细则以平衡传统能源参与者方面受到限制，并且缺乏对能源储存替代效益的广泛认可和支持。针对我国的现状，我们认为应首先培育一批支持储能参与辅助服务的主体，建立公平竞争的市场机制，抑制无效资本投资和浪费。未来的现货交易规则应反映需求方的资金转移，以实现合理的辅助服务市场空，规则应体现“按效付费”的原则，以支持储能参与市场竞争。
国际电联新媒体:近年来，国内外储能安全事故频发，给工业发展带来沉重打击。你认为在安全技术和安全管理方面应该采取什么措施来确保能量储存的安全？
于振华:从技术上来说，我们应该加快研发有效的储能安全技术。这些技术分为两类。在提高储能本体安全性的基础上，需要加大研发投入和支持。另一类是应用类别，即电池组设计、电池管理、评估、消防等。在应用示范中应给予充分的鼓励和必要的支持。
一旦得出结论，就必须在标准方面给予支持，并创造更好的市场环境。只有这样，产业才能健康有序地发展，增强中国技术的国际竞争力。基于产业发展和市场需求，中关村储能产业技术联盟积极开展储能集团标准建设，完善储能标准体系和安全标准体系建设，与国内外检验认证机构开展良好合作，为储能产业快速健康发展提供支持。
电联新媒体:客户方是储能发展最具潜力的领域，但目前客户方储能回报点单一，投资回报期长。如何激活客户侧储能的市场活力？
余振华:用户端项目对成本非常敏感，所以如何降低成本至关重要。
储能模块本身的成本可以通过规模化制造而有效降低。项目开发和建设中的软成本需要通过创建一个可复制的模型来降低。目前，与安全和技术标准相关的应用技术需要统一，产生的成本需要通过工业应用规模形成来分摊。
在形成一定规模之前，通过需求侧补偿或建设虚拟电厂参与辅助服务将是非常有效的措施。直接补贴一些地区的光存储用户选择先进的能源存储技术也是可以考虑的选择。
用户端的开发潜力非常大，但是仅仅依靠峰谷差价获得收入的用户端应用对成本极其敏感。需要进一步提高技术成熟度并同时实现成本降低，以大规模激活该市场。从短期来看，用户侧项目需要开发综合能源利用、园区能源存储以及数据中心和用户容量扩展等特殊场景中的各种应用。然而，发电侧或电网侧能源结构调整带来的大规模可再生能源的发展，能够更好地体现储能的应用价值。从政策执行的难度来看，发电侧的储能项目更适合部署储能并将其纳入电力市场的机制设计。
电联新媒体:新能源+储能理论上是“完美匹配”，但实际应用效果并不理想。这种应用模式有什么困难？
刘威:现阶段，储能与可再生能源的匹配主要是为了解决可再生能源的弃电问题。过去，储能实际上是为可再生能源的无序发展买单，但这种投资压力已经转移到了可再生能源站。能源储存的收入来源也是可再生能源的高额补贴。想象一下，如果没有对可再生能源的补贴和电力废弃，这种商业模式就无法建立。
从长远来看，在未来可再生能源开发利用比例较高的情况下，储能必然会被用来平滑可再生能源的输出。然而，问题是推广可再生能源和绿色发展的高成本必然要由受益者支付，受益者既是可再生能源的投资者，也是广大电力用户。可再生能源和储能的发电成本一旦能够传递给用户，也就意味着大规模可再生能源开发的成本是全民的责任和义务，得到了全社会的普遍认可和认可。然而，在现有系统下，我们也希望可再生能源加上储能的发电成本能够进一步降低，这取决于技术进步和大规模应用，但前提是这一成本能够等同于传统电源的发电成本。
在过渡阶段，在低价接入互联网之前，我们设想了一个支持可再生能源能源储存的配额机制。可再生能源站可以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匹配。但是，前提是要合理模拟储能在当前和未来可再生能源场景中的应用规模，避免储能的无效扩张。
储能技术的应用需要开放的电力市场。目前，我们迫切希望政策能够解决储能的身份问题。同时，各地需要指定储能备案机构。相关部门应全面识别储能可能存在的安全问题。电网实体应规定不同电压等级和规模的储能技术的并网要求和调度规则，相关市场规则应规定储能参与市场的交易和结算机制。通过试点示范，一批符合中国储能产业高质量发展和高质量应用的技术类别得到验证，从而扫清了中国储能在各个应用领域商业化发展的阻力。
