近日，國家能源局組織召開促進儲能技術(shù)產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的座談會上，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)常務(wù)副理事長俞振華代表儲能聯(lián)盟常務(wù)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(guān)于促進儲能產(chǎn)業(yè)與技術(shù)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，涉及政策法規(guī)、示范應(yīng)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(dǎo)意見屬于綱領(lǐng)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(guān)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(yīng)用主要表現(xiàn)在可再生能源側(cè)、調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)等領(lǐng)域。

目前可再生能源側(cè)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(fēng)險(如棄光降低導(dǎo)致收益減少)。這類應(yīng)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(fēng)電基地等發(fā)電側(cè)布局儲能，驗證儲能技術(shù)路線，解決新能源消納問題。

從廠商角度，更關(guān)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(wù)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(wù)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(yīng)該向用戶端疏導(dǎo)，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(wù);二是如果儲能以獨立身份進入輔助服務(wù)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(yīng)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(shù)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(shù)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(cè)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(cè)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(cè)項目通過新建示范項目逐步清晰界定各方的權(quán)責(zé)義務(wù)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(lǐng)導(dǎo)也特別指出，從電力市場的角度來看，需要放開電網(wǎng)側(cè)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(cè)儲能的投資建設(shè)。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(shè)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(cè)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(cè)電化學(xué)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(cè)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(guān)心未來政策風(fēng)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(cè)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(yīng)等也有很大的應(yīng)用發(fā)展空間。尤其是在電力需求響應(yīng)領(lǐng)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(cè)資源，儲能，可再生能源。優(yōu)先調(diào)度需求側(cè)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(yīng)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(cè)按參與需求側(cè)響應(yīng)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(cè)儲能項目的收益，產(chǎn)生較好的動力。建議參照需求響應(yīng)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的出臺?

俞振華：總的來說，不管是用電側(cè)、電力輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)還是可再生能源并網(wǎng)側(cè)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(shù)路線選擇。針對各種技術(shù)路線，政策應(yīng)加速安全評價、認證方法及標準的建設(shè)，而不是簡單的做技術(shù)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(cè)的峰谷差價，輔助服務(wù)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(gòu)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(fēng)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(guān)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(yù)留“儲能補貼基金”，支持儲能發(fā)展;二是指導(dǎo)意見給了一個框架性政策指導(dǎo)，建議地方政府結(jié)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。