近年來，電化學儲能規模迅速擴大，但仍面臨許多阻礙儲能可持續發展的挑戰。例如商業模式有待健全，標準缺位存在隱患、電池功能似是而非。電化學儲能的健康、規范發展，需要統籌規劃、政策引導，結合新興業務擴大用戶側市場，加快儲能參與電力市場化的進程，加速國家、行業標準出臺，建立評價體系，持續推進儲能技術創新等等。

電化學儲能在電力系統的應用現狀

電力系統的儲能技術主要有抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、超導儲能、飛輪儲能等，在電力系統發、輸、配、用各個環節均有其應用場景。儲能作為提升傳統電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要手段，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵，推動電力體制改革和促進能源新業態發展的核心基礎，正在發揮日益重要的作用。

在眾多儲能技術路線中，配置靈活、建設期短、響應快速的電化學儲能，被認為是最具潛力的技術，近年來取得了較快的發展。但受制于發展環境以及技術經濟等諸多問題，發展仍面臨較大挑戰。具體表現在以下幾方面：

其一，商業模式有待健全。目前儲能的應用場景雖廣，但幾乎所有場景都缺乏可持續的商業模式。普遍存在政策導向不夠清晰、行業標準不夠有序、成本相對較高等情況。

集中式新能源基地：在集中式光伏、風電基地布局大容量儲能，通過平滑輸出、參與調峰調頻，提高電能質量，參與電網負荷平衡，從而優化新能源消納，是被寄予厚望的儲能應用場景。如果為了完成減少棄風棄光的考核任務，由電網側加裝儲能裝置，存在系統成本的對價問題，需要明確準許成本的范疇。如果由上網側投資，在上網電價和補貼較高的場站或有一定經濟價值，而隨著風光標桿電價的一路走低，補貼退坡和取消成為常態，甚至優化調度后棄風棄光情況的改善，都使投資回報風險加大。

火電上網側：以山西火儲聯合調頻項目為例，市場運行前，調頻報價的范圍暫定為12~20元/兆瓦，市場交易開展后，交易報價范圍調整到5~10元/兆瓦，伴隨競價模式下市場價格的激烈競爭，儲能調頻項目的投資回收期延長。此外，為市場提供電力服務的是電廠，為儲能買單的也是電廠，大家都加裝儲能參與聯合調頻，邊際效能勢必遞減。

電網側：2018年，電網側儲能應用快速增長，中國儲能市場進入“GW/GWh”時代。根據CNESA儲能項目數據庫的統計，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側電化學儲能規模206.8兆瓦，占2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%，占各類儲能應用之首。江蘇、河南、湖南等地電網側儲能項目在新增儲能市場份額中占了很大的比例。但這類儲能項目大都由電網系統內企業作為項目投資方，負責項目整體建設和運營。若是作為電網成本納入輸配電價體系，則會導致所有用戶被動平攤這部分投資成本。如果作為獨立的市場主體參與交易，因其身份，市場公平性受到質疑。另一方面儲能參與調峰、調頻等服務的機制尚未理順，盡管東北、新疆、福建、甘肅、安徽、江蘇等地區提出電儲能可作為獨立市場主體參與調峰、調頻調峰交易，但是獨立儲能電站并網的相關調度策略和技術規定、電力系統接入標準、儲能系統的充放電價格、獨立計量和費用結算等方式都尚無明確規定。

用戶側：峰谷價差套利是當前應用較普遍的商業模式，一般由儲能企業為大工業用電企業提供儲能設備，承擔設備的安裝和運維，儲能企業以用電企業降低的容量電費和節省的峰谷價差電費為收入。這種類似合同能源管理的商業模式一定程度提高了用電企業安裝儲能設備的積極性，有利于儲能的推廣，但是由于儲能設備前期投入較大、收益來源單一，成本回收周期長，峰谷價差較高的區域，投資回報周期也普遍在七八年以上，儲能企業利潤空間有限，且峰谷電價套利依賴于電價水平，峰谷差價減小回報期延長的風險也始終存在，在降電價的大環境下，該類項目投資吸引力也隨之下降。儲能的其他功能如提高電能質量，提供緊急備用等尚無法作為穩定的收益來源。

無論在發電側、電網側、用戶側，均越來越重視安全防護相關措施的到位，相應地也帶來了成本的增加，收益的下降。而收益低的情況下受成本限制變相地壓縮安防方面的投入，則會帶來安全隱患。

其二，標準缺位存在隱患。電化學儲能技術路線和技術產品眾多，有鉛酸電池、鋰電池、超級電容等等。目前還沒有某一種技術能夠完全滿足循環壽命、可規模化、安全性、經濟性和能效五項儲能關鍵應用指標。從現階段發展情況來看，鋰電池是當前發展較快、有望率先帶動儲能商業化的儲能技術。

然而儲能行業標準的缺位，會對儲能產業的健康發展造成致命障礙。儲能產品品質良莠不齊，缺少自律的企業用劣質產品低價沖擊市場的苗頭已初現端倪，儲能標準體系建設已是迫在眉睫。

截止到2018年12月，韓國共計有16座電池儲能電站著火，引發了全球能源領域對儲能安全問題的擔憂，給行業安全發展敲響了警鐘。國內由于相關消防安全標準的缺失，導致一批商業儲能項目無限期延遲。例如，業主或相關消防機構對商業樓宇中，尤其是地下停車場安裝儲能設備帶來的安全風險心存疑慮。如果不能切實可行地控制風險、消除風險情愿不上項目。

其三，電池功能似是而非。2018年新能源汽車銷量125.6萬輛,同比增長61.7%，據預測，我國馬上迎來動力電池退役的高峰期，國家也出臺了很多相關政策，以此來促進動力電池回收利用行業的發展。梯次利用理論上能降低儲能的工程造價，且具有環保效應。這也是近年來儲能成為投資風口預期的一個重要因素。

然而，通過一段時間的實踐，動力電池梯次利用的安全性等問題也逐步暴露出來，為了解決退役動力電池一致性問題，往往需要花費額外費用，可能得不償失，梯次利用的理論成本優勢不再顯著。而且動力電池和儲能電池在性能上存在天賦差異：一方面，動力電池的工況復雜，可靠性要求比用于電力系統的儲能電池高很多， BMS電池管理系統也存在差異；另一方面，應用于電力系統的儲能電池在充放電特性和循環次數上也有不同，循環次數的增加意味著活性材料增加，成本會相應上漲。目前階段特殊需求的儲能電池有點類似非標定制。

對策建議

統籌規劃、加強政策引導

2018年，全球新增投運電化學儲能3.5吉瓦，達到6.5吉瓦，同比增長288%。其中澳大利亞和美國分別在電力容量和電能容量上領先。英國、德國、日本的儲能發展也相當迅猛。究其原因，無非是技術先進、政策支持、機制適宜。技術方面，德國的SONNNE，美國的TESLA業績領先，為高性能、低成本的擴張打下物理基礎；政策和機制方面，德國和日本采用高電價和補貼的方式引導投資，美國則注重通過市場機制找尋儲能的系統性價值；而英國在2017年7月確立的智能靈活能源系統發展戰略(Upgrading Our Energy System: Smart Systems and Flexibility Plan)，從儲能的定義、資質、終端消費稅、網絡費、與可再生能源共享站址、儲能的所有權、并網、規劃、資金支持等9個方面發布行動計劃，解決了儲能的屬性問題，部分掃清了儲能加入電力市場的障礙。澳大利亞則通過分布式光伏+儲能的組合尋找清潔能源供應之路。各國資源稟賦有異、行業規則不同，雖不宜全套照搬，但那些共性的經驗應予積極借鑒。即準確界定儲能在發、輸、配、用各個環節的應用價值,結合應用場景和實際需求，因地制宜、度身定做，全面評價、精準量化，兌現儲能多元價值。

結合新興業務擴大用戶側市場

首先，開展用戶側的綜合能源服務，以項目整體盈利帶動儲能發展。用戶側儲能需擺脫單一化的套利模式，以需求為導向，通過儲能與各種資源的優化配置，滿足不同的市場需求，為用戶制定差異化的用能方案，來最大化地實現價值。

在國家能源發展戰略的目標指引和用戶能源服務的需求導向雙重作用下，無論國網、南網還是眾多的售電公司都把綜合能源服務作為發展重點，紛紛向綜合能源服務商轉型，在“源-儲-網-售-用-云”領域結合自己的優勢由點及面逐步延伸，試圖提前布局，搶占有利市場。綜合能源服務已進入發展提速期。

通過目前綜合能源的常規配置不難看出，無論是可再生能源的接入、微網的支撐都離不開儲能技術的應用，儲能技術是綜合能源中的關鍵一環。通過儲能設備可以加大分布式能源的就地消納比例，甚至就地平衡，隨著現貨市場的到來實現分時電價的響應機制，憑借電力需求響應機制參與輔助服務市場，都可以增加項目的盈利性。

其次，進行售電服務銷售策略的引導。除了根據用戶需求通過配置引入儲能，還可以結合其他服務內容通過銷售政策引導用戶。比如，售電讓利的一部分拿出來鼓勵用戶加裝監測點，建立用戶的數據監測網絡，通過用戶數據進一步設計用戶能源方案；在售電推廣中加入儲能服務，通過市場機制來引導用戶優化用能。

第三，深化分布式發電市場化交易試點相關工作。雖然“自發自用余電上網”模式的收益率要高于“全額上網”，但苦于好的安裝場地與好用戶無法隨時匹配，以及單個用戶可能存在較高的負荷不穩定或電費支付違約的風險，更多開發商選擇收益與風險都較低的“全額上網”項目。分布式發電市場化交易打通了分布式電源區域銷售的渠道，為分布式光伏、分散式風電奠定了更好的消納基礎，提高了項目收益以及收取電費的保障性。分布式市場化交易將推動大量間歇可再生能源接入配電網，從電量就地消納以及提高區域電網穩定性角度會提高對儲能的需求，帶動儲能的發展與推廣。

加快儲能參與的電力市場化進程

通過加快各區域和地方現貨市場、輔助服務市場建設，在市場規則相對完善區域試點示范聯合和獨立儲能電站建設，挖掘儲能商業化價值并完善市場規則，推進發電側、電網側乃至用戶側儲能發展。

長遠來看，開放、規范、完善的電力市場是儲能技術真正發揮優勢的舞臺。儲能技術作為優質的電力和電量的“搬運工”，特別是在其逐步成熟和規模化應用的過程中，可在一定程度上解決電能不能大規模存儲的問題。調頻調峰等輔助服務能更充分地利用儲能的靈活性特點，是儲能實現應用價值的理想領域。輔助服務市場是儲能發展的重要載體，儲能參與輔助服務市場也能夠有效提升電力系統的運行效率。

一是繼續推進輔助服務市場的建設，完成從定價補償到市場競爭的過渡。對提供輔助服務的發電機組給予一定的經濟補償始于2006年“兩個細則”的發布，其對規范發電機組并網運行、補償輔助服務成本、促進電力系統安全穩定運行發揮了積極作用。但是，隨著電力系統不斷發展、新能源規模持續增長、市場建設工作不斷深化，“兩個細則”這種通過規則明確補償力度的機制難以反映輔助服務不斷變化的市場價值，需要盡快落實市場化的交易規則，進一步發揮市場配置資源的決定性作用，實現輔助服務的價格發現，通過開放的電力市場和靈活的市場化價格機制去體現儲能的商業化價值。推動試點市場發展，加速形成成熟市場機制的示范效應，增強市場信心，調動發電、電網、儲能企業和需求側資源參與市場的積極性。

全國范圍內，山西最早開始嘗試報價方式。2017年10月份，山西能監辦印發《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》，輔助服務市場試運行也在10月份啟動。此后，全國各省陸續出臺相對靈活的輔助服務區間報價規則。2017年山西有3個火儲聯合調頻項目。2018年區域市場從華北電網向蒙西電網、南方電網擴散，全國已建、在建和中標的項目已經達到20個以上，投資主體和利益分成模式日趨多元。

當前“兩個細則”還不能完全退出，而是應該不斷適應電網和發電的發展和變化進行調整和完善，逐步從補償機制向競爭性輔助服務市場過渡。短期內靠“兩個細則”按市場付費的補償政策機制給與儲能收益，長期來看無縫對接未來現貨市場、輔助服務市場。

二是擴大市場規模，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。隨著新能源裝機的增長，電網為了保持穩定性和實時平衡性，調峰和調頻需求激增，輔助服務市場必然需要更多、更優質的輔助服務提供主體，擴大輔助服務市場的規模與影響。電力市場需要突破原有輔助服務補償和分攤都在發電企業內部流通的局限性，構建公平交易平臺后，勢必會有更多元、更先進的輔助服務技術進入市場，進而在提升市場運行效率的同時，有效保障電網的安全運行。

2015年3月下發的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)中明確提出“建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務的新要求，完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。”用戶側參與輔助服務，可以與電力需求側響應的要求目的相掛鉤，不僅從負荷角度參與調峰，還可以挖掘用戶側安裝儲能的積極性和經濟性，形成電力用戶輔助服務價格機制。

三是電網側獨立儲能電站引入多元化投資，形成開放性市場。目前全國已有新疆、甘肅、寧夏、廣東等多省份明確鼓勵建設電儲能設施、以第三方參與電力輔助服務并分攤相應的補償費用。但是獨立儲能電站并網的相關調度策略和技術規定、電力系統接入標準、儲能系統的充放電價格、獨立計量和費用結算等方式都尚無明確規定。在實際操作中，還有不少困難。

江蘇鎮江101兆瓦/202兆瓦時項目、河南電網100兆瓦/100兆瓦時項目等為獨立儲能電站的接入、調度、運營起到了很好的示范作用。這類儲能項目大都由電網系統內企業作為項目投資方，負責項目整體建設和運營。作為開放的市場而言，還需要引入其他的開發商來參與其中，設計市場化機制以確保所有市場主體能夠獲得公平的待遇。

四是因地制宜，充分利用各地不同的市場規則。我國各個區域、省份的先天資源不同，各種能源配置比例、電網結構、負荷分布和特性不同，所表現出的對輔助服務種類和數量的需求也不同。

從2018年上半年電力輔助服務的數據看：東北、西北區域調峰補償力度最大，西北、華北區域調頻（西北區域調頻為AGC加一次調頻，其他區域調頻為AGC）補償力度最大，西北、南方區域備用補償力度最大（如圖1所示）。


目前，東北、福建、甘肅、新疆、山西、南方區域等17個省份或區域發布了針對電力輔助服務市場運營規則的政策，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調峰調頻。各區域、各省制定的輔助服務規則有所差異，對儲能的配置要求也不盡相同。儲能裝置的配置與功能要與當地的輔助服務規則相匹配。

加速國家、行業標準出臺，建立評價體系

由于相關技術標準的缺失，儲能裝置在生產和應用各個環節，如儲能裝置的制造、招投標、監造、驗收、接入試驗與調試、設備交接以及運行維護等方面存在諸多不便，需要進一步加快相關規劃設計類、設備及試驗類、施工及驗收類、并網及檢測類、運行與維護類等國家標準、行業標準的出臺，指導和規范我國儲能的發展。

同時由于各種儲能技術的物理結構、化學組成、電壓、電流輸出特性以及能量轉換接口均不相同，導致不同儲能技術的能量轉換途徑、轉換效率、存儲規模、技術適用性都不盡相同。對于各種儲能技術需要有完善的儲能產品性能、安全性等檢測評價認證標準，建立國家級儲能檢測認證機構，加強和完善儲能產品全壽命周期質量監管。

持續推進儲能技術創新

儲能商業模式的拓展，盈利能力的提升，不僅要向外更深層次挖掘商業價值，同時要向內尋求技術的更進一步。

技術進步促進成本下降。儲能成本下降主要依靠兩個方面：一是儲能技術本身的發展，技術創新將繼續促進儲能系統性能、成熟度、規模的提高，將進一步降低儲能成本；二是儲能產業的發展，使儲能產品生產過程的標準化、智能化和規模化進一步提高，特別是產業發展的規模效應將顯著降低儲能產品的成本。

2018年中國科協發布的12個領域60個重大科學問題和工程技術難題中，高效、長壽命、低成本電化學電力儲能技術位列其中。

技術進步提升儲能系統安全。儲能目前最大的問題是安全，技術上的不足會使儲能系統安全面臨諸多挑戰。例如，在調頻過程中，大功率充放電對電池壽命的影響、頻繁充放對電池剩余電量的影響等，都會導致調度失控，進而使其難以實現二次甚至一次調頻。

安全問題需要我們在材料選擇、系統設計、控制策略、生產工藝、現場布置、施工安裝等多個環節上通過技術手段加以提升。

以需求拉動供給，提高性價比，獲得規模效益

由于電化學儲能在電力系統的商業模式尚未健全，儲能用電池仍以動力電池為主，如前面所述，兩者性能上存在不少差異，如果小批量，尚可借用動力電池流水線，通過調整配方或工藝的方式滿足儲能電池要求，這樣肯定缺乏規模經濟性。因此，一旦市場需求穩定持續，呈現以銷定產的局面，用于電力系統的專用儲能電池規模量產以后，無論是性價比還是成本都將進入健康良性的軌道。

結 語

在技術進步、需求增長、政策支持等多重因素共同影響下，我國當前電化學儲能應用快速發展且已初具規模。面向未來，可以預見，依靠電化學儲能技術安全性、穩定性、高效性的提升，依靠相關行業、安全標準逐漸完善，依靠產業政策和技術路線的日益細化，依靠行業市場化程度的穩步提高，依靠現貨市場建立、輔助服務市場開放和綜合能源服務繁榮，電力的商品本質將得以還原，儲能的系統價值將得以精準兌現，儲能在電力系統中將發揮更關鍵的作用，并呈現更加迅猛的增長態勢。