中國儲能網(wǎng)訊：近日，國家能源局組織召開促進儲能技術產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的座談會上，中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟(CNESA)常務副理事長俞振華代表儲能聯(lián)盟常務理事會成員單位，就產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的主要問題和建議進行發(fā)言,他指出，去年五部委聯(lián)合發(fā)布了《關于促進儲能產(chǎn)業(yè)與技術發(fā)展的指導意見》，涉及政策法規(guī)、示范應用、補償機制、社會投資、檢測認證、系統(tǒng)安全等多方面，但指導意見屬于綱領性文件，產(chǎn)業(yè)仍需要更具體、更落地的細則性支持政策。
記者：近年來，與儲能相關的政策持續(xù)落地，推動了儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。目前，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中，還有哪些問題亟待解決？您有怎樣的建議？
俞振華：目前儲能的應用主要表現(xiàn)在可再生能源側、調(diào)峰調(diào)頻輔助服務、電網(wǎng)側、用戶側等領域。
目前可再生能源側儲能項目主要是在上網(wǎng)電價較高的老舊光伏電站加裝儲能解決棄光問題。這類項目具備一定的經(jīng)濟價值，但是未來也有一定的市場風險（如棄光降低導致收益減少）。這類應用目前主要是發(fā)電廠商自主投資，以華能集團、國家電投黃河水電公司、北控清潔能源公司等為代表，在光伏、風電基地等發(fā)電側布局儲能，驗證儲能技術路線，解決新能源消納問題。
從廠商角度，更關心未來三年五年之后政策路線機會，如果政策路線能更清晰，短期內(nèi)靠兩個細則按市場付費的補償政策機制給與儲能收益，長期來看能夠無縫對接未來電力市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場，這對產(chǎn)業(yè)發(fā)展是非常有益的。
在電力市場改革進程中，調(diào)峰調(diào)頻輔助服務起步的較早，早在2008年就建立了按效果付費的類市場機制，但當前補償?shù)馁Y金來源為發(fā)電企業(yè)。
因此，建議一是考慮到政策的可持續(xù)性，補償資金未來應該向用戶端疏導，誰產(chǎn)生需求誰付費，更有利于當前“按效果付費”的儲能參與輔助服務；二是如果儲能以獨立身份進入輔助服務市場，建議以市場化方式進入，與其他市場主體共同公平競爭；三是如果所在區(qū)域處于市場早期仍需要政府定價，應按照貢獻值定價，避免以成本定價。早期的項目需要一定的利潤空間，形成迭代，包括安全問題，其實是可以用工程技術手段解決的，但因為成本的考慮，會限制更有效的方式在安全方面的投入，如何在保證安全的前提下實現(xiàn)可接受的技術經(jīng)濟性是儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要克服的挑戰(zhàn)。
電網(wǎng)側儲能，從CNESA對儲能項目的追蹤來看，2018年以來，江蘇、河南、湖南等地電網(wǎng)側儲能項目在新增儲能市場份額中占了很大的比例。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展的角度出發(fā)，需要鼓勵電網(wǎng)側項目通過新建示范項目逐步清晰界定各方的權責義務及發(fā)展模式。
建議短期內(nèi)可以參考抽水蓄能的兩部制電價，但儲能聯(lián)盟的專家領導也特別指出，從電力市場的角度來看，需要放開電網(wǎng)側儲能的投資及電站的運營，采取必要措施鼓勵電網(wǎng)外的市場主體參與電網(wǎng)側儲能的投資建設。電網(wǎng)自營使得儲能項目無法參與未來電力市場交易，否則會扭曲電力市場，未來必須設計機制以確保電力市場中所有市場主體能夠獲得公平的待遇，這點需要特別慎重考慮。
目前用戶側儲能項目主要靠峰谷價差套利，通過能源合同管理模式為用戶節(jié)省電費。根據(jù)CNESA統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截止到2017年底，用戶側電化學儲能項目的裝機比例占59%，但2018年上半年增速放緩，新增投運裝機占比19%。用戶側儲能項目在發(fā)展過程中主要面臨三個問題：一是收益來源單一，收益率不高。考慮到在項目開發(fā)、安防系統(tǒng)方面的投入，峰谷價差較高的區(qū)域，投資回報周期尚普遍在七八年以上，除少數(shù)有高電價差或多重收益場景的項目，其他普遍缺乏投資吸引力；二是投資方普遍關心未來政策風險。未來峰谷電價機制如何調(diào)整尚是未知，這也是最近不少已經(jīng)立項的用戶側儲能項目停止上馬的原因。三是在安全方面需要引起重視。收益低帶來的成本限制變相的壓縮了安防方面的投入，帶來了安全隱患。
未來包括電動汽車、車電互聯(lián)、需求響應等也有很大的應用發(fā)展空間。尤其是在電力需求響應領域，參照國外電力市場的經(jīng)驗，按優(yōu)先級依次調(diào)度需求側資源，儲能，可再生能源。優(yōu)先調(diào)度需求側資源是最省錢，提升能效最明顯的方式。在中國，電力需求響應開展過試點，但力度不大，用戶積極性不高。
從儲能角度，如果能夠從電力需求側按參與需求側響應的類型給予不低于100元/千瓦~400元/千瓦的價格給予補貼，并通過調(diào)度給與足夠的工作量，則能夠增加現(xiàn)有用電側儲能項目的收益，產(chǎn)生較好的動力。建議參照需求響應試點補貼標準，向全國用電緊張省市地區(qū)推廣。
記者：儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展還需要哪些市場機制的建立和政策細則？
俞振華：總的來說，不管是用電側、電力輔助服務、電網(wǎng)側還是可再生能源并網(wǎng)側的儲能項目，產(chǎn)業(yè)亟需市場機制帶動可持續(xù)發(fā)展模式的建立。
另外，當前值得警惕的兩點是：一是政策代替市場做技術路線選擇。針對各種技術路線，政策應加速安全評價、認證方法及標準的建設，而不是簡單的做技術路線選擇。二是由于電力市場化還在初期，現(xiàn)行各種模式包括用電側的峰谷差價，輔助服務的調(diào)峰調(diào)頻補償機制等都屬于階段性政策，只有個別地方建立起的機制能夠支撐模式，多數(shù)地區(qū)無法構建模式，需要補貼才能實施。
已有盈利儲能項目的地域也面臨政策波動及不明朗，未來含細則的電力市場改革的政策路線圖非常有必要加快出臺，才能夠讓儲能長期投資成為可能。短期的投資加運營發(fā)展模式基本都是儲能廠商在透支企業(yè)信用，增大了企業(yè)的運行風險。
記者：從儲能經(jīng)濟性的角度考慮，您期待政策層面給予怎樣的支持？
俞振華：一是關于降電價，能否因地制宜地采取更靈活的方式進行電價調(diào)整。建議政府可以考慮從降電價空間中預留“儲能補貼基金”，支持儲能發(fā)展；二是指導意見給了一個框架性政策指導，建議地方政府結合自身區(qū)位、產(chǎn)業(yè)特點，制定適合地方發(fā)展、對產(chǎn)業(yè)發(fā)展更好推進的儲能支持政策。
