“半湖春水半湖冰”，这是国家能源局科技装备司处长齐志新日前对目前中国储能行业的贴切比喻。去年《促进储能技术与产业发展的指导意见》的出台以及储能装机规模的不断发展让业界看到储能的希望曙光，但缺乏具体的配套支持细则和标准，也让储能承受着产业化初期的成长烦恼。
趋势向好
中天科技储能事业部总经理周兴表示， 从储能成本趋势来看，这两年储能成本在不断下降，2017年储能每兆瓦时成本为200万元，到2020年这一数字将接近150万元。市场上已经在一些应用场景中出现储能的商业模式，储能整体形势今年持续向好。受技术、产业及政策多重推动，储能行业正在成为投资风口，吸引着各路资本和企业涌入。猛狮科技深圳清洁电力总经理王堉也提到，今年以来，储能投资方明显增多，开始追着做项目。不过，优质收益率高的储能项目还是偏少。
值得注意的是，除原来的电池、系统集成企业外，现在很多新能源企业如光伏企业也在积极寻求转型，将储能作为新的业务增长点。王堉表示，国内光伏补贴不断退坡，光伏企业在积极发掘储能机会，而且从国外经验来看，“光伏+储能”的经济社会效益还是不错的。基于对今年储能发展的良好预期，南都电源、阳光三星等企业纷纷加大储能项目的开发，调高储能项目装机规模。周兴表示，中天科技的初步规划是今年达到500兆瓦时，成为行业中的NO.1。而北京双登慧峰聚能总经理唐西胜透露，2018年慧峰聚能的规划是达到200兆瓦时规模。
开拓模式
储能企业的盈利问题是国内储能规模化应用症结所在。目前来看峰谷电价差套利、调峰、调频以及电力市场其他辅助服务是储能产业可行的商业模式。由于暂且缺乏欧美国家成熟的储能调频市场，目前国内应用最广泛的是利用峰谷价差套利。
但是峰谷电价差有很大的地域局限性，北京、江苏、上海等地，用户侧峰谷电价差每度电超过0.7元，经济性可观。南都电源总裁陈博表示，不同省份电价差不同，这是历史原因所致。有些省份电价差大，适合做商业性推广，有些省份电价差小，则很难开展。作为企业，我们做储能目前能找寻到的对应回报就是电价差，电价差小就不适合做商业推广，除非有其他补偿机制来弥补电价差不足。
并且尽管目前峰谷电价差的商业模式受到企业追捧，但在盈利可持续上存在不确定性。正如储能联盟监事长张静所担心的——峰谷电价差套利并非旱涝保收，要考虑到未来峰谷电价差缩小的可能性。
而且储能可以做的远不止峰谷电差价套利。唐西胜认为，储能如果仅应用于用户侧削峰填谷尚有不足，可更多与用户用电的短板相结合。用户侧储能需要发挥“一主多辅”的作用——主要功能是削峰填谷，辅助功能是利用储能快速、灵活响应的特点，为用户侧提供辅助服务，如调频、需求侧响应、重要负荷做应急电源支撑等，这些是储能为用户侧提供的附加价值。
中天储能工程运营支持部经理谭清武表示，储能企业也在积极和电网配合，在源-网-荷以及需求侧响应等辅助服务方面找机会，电网公司或许也会陆续出台一些政策，这些将成为储能商业模式的新来源。
陈博认为，推动储能更大规模推广应用的前提是，发挥储能在电力辅助服务市场中的价值，电网公司要更开放，并且要有明确的可操作性政策。
阳光电源光储事业部副总裁吴家貌告诉记者，国内储能最大市场在可再生能源，作为关键技术，我们更看好与可再生能源结合的市场，如光电、风电、分布式结合储能。阳光电源在新疆和甘肃，通过储能项目很好地解决了弃光问题，经济账很不错，今年也将会继续推进一些调频项目以及光储和风储结合的项目。”
补贴争议
在继续呼吁出台储能相关的具体的政策细则外，储能补贴问题依旧是热点话题。
唐西胜认为，就目前技术经济水平而言，其实有点补贴最好。这样储能项目的投资回收期，将从6年以上拉回到5年左右。
吴家貌表示，全球化需要支持补贴，因为一个产业的发展，需要实体企业的技术进步、应用积累；在全球竞争中，如果没有先发优势，就会落在后面。将中国放在全球市场来看，国外储能市场发展迅猛并带动了一方产业。现在全球储能市场还不大，没有贸易保护主义，中国储能企业“走出去”，在国外练练体格、健健身，可以进一步开发提升我们的储能技术。如果有补贴，将推动我国储能产业的国际竞争力。
但在张静看来，虽然补贴是储能行业发展的最大推动力，但目前来看外部环境并不支持，不好实现。她坦言，与其等待补贴，不如突破市场化的角度，从现实角度积极寻求突破。
王堉也不赞成用补贴推进行业发展。他表示，一有补贴，行业就乱了，可能不利于整个产业的健康发展。而且现在储能的技术路线不同，有锂电池、铅酸、超级电容、液流电池等，技术路径不同，成本也不同，是实行差异化的补贴还是统一的补贴标准，这都说不清。
原文来源：中国能源报
