储能下半场

不投，系统调峰“过不去”;投了，营收回报的账“算不过去”。储能在进阶到与源、网、荷同平台决策、同级别统筹的鏖战中，上半场的战绩并不理想。

高开低走，足以形容自输配电价对网侧储能投资说“不”之后，电力系统中储能投资遭遇大幅“跳水”的境遇，尽管这对于储能产业来说在感情上是很难接受的事实，但对于电力系统运行者来说，面对行业形态的巨变，确保安全稳定供应的责任和压力同样也是确切且紧迫的。

从2017年山西省出台政策推进独立储能电站参与调频调峰，到2018年下半年广东调频辅助服务市场火爆开局，再到2019年6月在南疆以阿克苏等四个地区开展的“光储”联合运行试点项目，以及通过峰谷电价持续开展的用户侧储能项目探索，在每一个拥有适用场景的地区，政策制定者和众多入局者，都在不断尝试特定需求与储能商业价值“捆绑”的可能性。

然而，在不断的产业迁徙中，储能的战线随着政策走向不断遭遇拓展后的回缩;掣肘于终端电价与偏高的技术成本，储能不得不频繁更换赛道，但是多点突击的商业策略，并没有使其确立明确的市场主体身份;技术特性与经济性的明显优劣性，也使其难以在灵活性市场的话语权争夺中提前抢滩。

把储能完全交给并不成熟的电力市场，经济性这道技术门槛始终难以跨域。在市场建设初期和技术商业化早期，储能“进与退”的胶着中，也始终交织着技术突破带来经济性提升与规模化应用实现双循环的“鸡与蛋”逻辑悖论。

2020年7月7日，国家能源局印发《关于组织申报科技创新(储能)试点示范项目的通知》，拟在全国已投产电力储能工程(抽水蓄能除外)中组织筛选首批科技创新(储能)试点示范项目，旨在通过数据积累分析和长期跟踪评估，总结已投运一年以上，系统投资规模不低于3000万元人民币储能项目的成功经验和共性问题，促进先进储能技术装备与系统集成创新，建立健全相关技术标准，培育具有市场竞争力的商业模式，推动出台支持储能发展的相关政策法规。

显然，打破悖论，通过规模化应用多途径探索经济性出路，储能制胜下半场的信条握在每一个入局者手中，也了然于决策者的心中。

两个“50%”

“不能坐等电价政策出台，或者是成本下来以后再去做大规模，需要寻找合适的机会，先把规模做起来。”作为此次试点示范工作的主导方，电力规划设计总院能源研究所战略规划处高级工程师龙望成在日前接受本刊专访时向记者介绍，“突破储能的经济性制约，我个人认为，50%靠技术、50%靠规模，从本次试点项目筛选条件来看，对投资规模设定3000万元以上的申报条件，折算到成本造价相当于10-20兆瓦的项目规模，这样的规模对于一个省级电网来说基本能够体现一定的系统调节作用。由此也可以看出，试点示范工作也暗含着将引领储能往规模化方向发展的潜台词。”

实现规模化应用，意味着与市场的深度融合;追求经济性，也是所有储能从业者努力付诸实践的目标。然而从近几年储能不断参照已有电价依据寻找价值内化的过程来看，政策保障和电价机制都还不足以确保储能项目规模化的稳定运行，储能的市场身份也始终处于“真空”的状态。

“市场身份的真空，实际上是系统定位的不明确。”龙望成告诉记者，“从近几年储能产业的投资或投入来看，在没有系统性的发展规划下，各个储能投资方的根本出发点是项目的赢利性，这是企业逐利的天然动机。但对于整个电网或者是电力系统来说，储能这样的新生事物在系统里究竟扮演一个什么样的角色，或者是在不同的区域里，系统的需求如何能够和储能的技术特性实现商业价值的结合，目前还没有可供决策参考的确切方案，此次试点示范工作，也是希望通过大量的案例积累，能够为决策者提供参考依据。”

从目前储能在电力系统已实践的商业模式来看，在“火储联合”调频的战场中，作为火电机组的附属设备，储能并没有在辅助服务市场获得独立的经营资格;同时，调频领域是个迅速饱和的市场，储能不仅需要与同行“拼速度”，还要与业内“拼价格”，因此也出现了大量的投资浪费和产业内的踩踏。同样是发挥平抑系统波动的调节功能，无论是在发电侧还是用户侧，通过新能源“弃电”电量，或是峰谷价差作为投资的回报渠道，从投资回报源头的长远性和市场预期的稳定来说都具有极大的不确定性风险。

另一方面，储能在系统中的身份究竟是归属于发电领域，还是以“非发电单元”的第四种身份置身，时至今日都还没有定论。在已经固化的发、输、用电价体系和有待完善的市场化交易机制中，对于源、网、荷不断融合交汇的领域，支撑新技术、新业态发展的价值回报空间还没有明确的边界划分。

“从目前的外部环境来看，储能项目动辄上千万的投资，在市场里确实面临很大风险和不确定性。此次试点示范项目本着审慎的原则，采用对已建成的项目作为评估对象，一方面希望通过已经在发电侧、用户侧、电网侧开展的调频调压调峰相关服务进行评估和总结，基于试点的成果进一步了解储能价值与系统定位;另一方面，通过对已运行项目数据进行更为精确的分析，总结形成可供复制推广的商业模式;同时在电价机制的设计，以及储能并网、调用等系统技术标准进行规范完善，进而达到从系统规划的角度出发，对储能产业以及系统多种灵活性资源的发展进行科学统筹指导。毕竟能源系统问题的解决方式有很多种，最后大家还是会选择一个既经济又与各方需求相吻合、与系统稳定需求相协调的方式。”龙望成补充道。

一个平台

尽管规模化应用是体现储能效率与效益，实现快速成本下降的最佳途径，但这并不意味着分散式储能发展的衰退，或是排除储能在不同需求情境下的应用探索。

“正如新能源配储能项目，可以通过对单个新能源项目的改善，使出力不稳定的电源成为稳定可控可调节的电源;同样在用户侧，不需要改变原有的电价体系，探路虚拟电厂、负荷集成商等新型商业模式，这些储能分散式的模式探索都是值得延续的。但是这样的改善成效具有一定的局部性，如果这些分散式的储能可以服从调度，进行统一的运行和调节，以此迎合电力系统的需求，对于系统的贡献将是被明显放大地。”龙望成告诉记者，“未来，应搭建一个系统集控平台，由调度运行方统一发布信息，让大家知道哪里需要调节资源，哪里可以与市场结合实现投资回报，改变以往储能各自为战的状态，通过分散式的储能在调用上的集中，构建一个能够对系统稳定运行产生贡献的储能系统，这将成为未来引导储能产业发展的重要因素。”

无论是回望总结储能过往的发展路径，还是在新能源产业扶植政策中可供借鉴的经验，都表明储能产业要实现健康持续发展，引导系统灵活性在供需层面的匹配，无疑是现实且必要的。通过对以往运行数据的分析形成系统性发展规划和对未来趋势的研判，避免重复和无效投资，也是加强顶层设计的应有之义。

“对于灵活性资源来说，其在不同场景的技术需求是不一致的，与之对应的商业逻辑也是不同的。通过搭建一个联通、互动的平台，对系统灵活性的提供方和需求方加强引导，提示包括储能在内的所有灵活性调节资源可以参与的场景，以及对应场景下技术要求和投资回报途径，相当于给予企业和产业发展的信心。在成熟的市场环境中，参与市场也就有了机制上的保障和明确的收益回报渠道，储能也会在电力市场环境中寻找到属于自己的商业机会。当然，这些预想的实现，都仰仗于电力体制改革和市场化改革的不断推进。”

从理论走向畅想，从摸索迈入实践，储能产业的下半场开场哨音已响。在上半场涉及储能经济性的无数次讨论已经足够让我们重新审视系统调节与市场交易的症结所在;在关乎于系统调节能力构建的下半场，所有关心电力系统发展方向的从业者，也都期待着具有确定性和指导性的政策变化。

在公平的市场环境中，所有灵活性资源都会寻找到适应自身技术特性的发展路径，或蓬勃，或消亡;带动储能——这一能源领域最具发展潜力的产业实现纵深跨越，也离不开决策者在标准化和技术流程上的规范与监管。出台并健全并网流程管理制度，给予参与者公平的市场准入和稳定的市场预期，在基建、调度、运营等环节，以制度化、规范化的流程指导产业有序发展，或将成为远胜于补贴、培育国民经济增长新动能的关键所在。

在此次试点示范工作启动之际，本刊特邀请中国电力企业联合会专职副理事长、中电联电动汽车及储能分会会长王志轩，中电联标准化管理中心副主任汪毅，国家发改委能源研究所刘坚博士，中国能源研究会储能专业委员会副主任委员、教授级高工裴哲义等业内专业人士，以及宁德时代、阳光电源等企业代表，深度阐释目前储能产业在顶层设计、标准制定、市场运行及监管等领域，实现储能商业化、规模化应用过程中的经验及不足，共同探讨激发产业活力，实现储能产业健康持续发展的可行路径。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期，作者系本刊记者