“储能的商业模式主要围绕一个基本点和两个增长点，一个基本点是储能本身的功能决定其经济来源。两个增长点，一个是做加法，另一个是做减法。做加法表现为提升电网整体的供电可靠性，安全性、用电负荷率，实现需求侧响应。减法则是对于用户而言，减少电网容量、无功补偿装置、紧急备电装置的投资，以及减少在紧急情况下出现停电停工的情况。”3月24日，江苏双登集团有限公司（简称“双登”）发言代表在2017中国“光伏+储能”技术融合创新应用大会上表示。当天的会上，与会专家就“光伏+储能”的商业模式和技术发展等问题进行了探讨。

 

       不同场景储能作用不同

 

       “目前储能市场非常火热，但是储能商业化进程仍较为缓慢。近年来，可再生能源比例不断提高，国家电改以及配套文件出台等，为储能市场带来了前所未有的机遇。

 

       但是储能的商业模式仍处于初期发展阶段，还有待于算好储能的经济账、长远账。”浙江南都电源动力股份有限公司副总工程师谭建国表示。

 

       据他介绍，储能如果要做商业化应用，安　  全性、经济性、循环寿命和效率、规模化程度等都是重要指标，从2010年到2015年储能项目的示范情况看，储能的安全性已经取得了很大的进展。经济性方面，铅碳储能系统目前优势比较明显。在规模化应用方面，目前储能电站基本都是兆瓦级以上的规模。

 

       在不同的应用场景，对储能电池的经济性、循环寿命和效率、规模等要求也不同。以可再生能源发电这样的场景为例，电池的主要功能表现为波动平抑等方面，在张北风光储项目中，储能以集装箱形式或平地安装形式作为与光伏相配套的整体调控系统。

 

       从调频角度看，储能主要参与一次调频和二次调频的作用较大，用储能来提升整体系统的稳定性和对电能质量的控制。

 

       用户侧储能主要用在用户端和与园区相匹配的系统。储能的功能主要是削峰填谷，以及电费管理。同时与分布式光伏相结合，可以独立形成微网，通过调节峰值用电，管理用户需量电费。

 

       “因此，要根据不同场景选择储能系统。从储能的投资方式来看，目前可以分为几类，一是用户自建储能系统。用户投资加运营，系统集成商作为EPC总包承担项目建设。二是效益分享，采用合同能源管理模式，按照实际产生的经济效益进行利益共享。三是租赁模式，投资建设后租赁出售。四是金融债券模式，将储能电站资产证券化。”双登发言代表表示。

 

       储能经济性仍有待提高

 

       目前储能本身的经济性也有待进一步提高。“储能目前有多种技术路线，介质也不尽相同，如液流、钠硫、铅碳电池等。如果储能要实现电网平价，储能的成本要降到300美金/千瓦时 （约合人民币2500~3000元/千瓦时），储能可以实现在没有补贴的情况下，进行商业化推广。目前市场上储能的成本体系还在3500元/千瓦时左右。液流和钠硫电池的成本可能还要偏高。铅碳电池的成本在1800元/千瓦时，具备商业化价值。”谭建国表示。

 

       近年来，由于缺乏经济性和商业模式，储能一直在踌躇不前，对于储能企业发展而言非常困难。目前的市场环境下，一方面，储能依然缺少盈利模式。另一方面，我国现阶段没有为储能产业化量身定制的政策体系和价格机制，尤其是针对电力储能，基本没有实施细则的政策，参与电力市场的机制不健全，绝大部分储能项目因为成本高不具备盈利性，也缺乏可预期的收益以吸引资本跟进。

 

       针对这一问题，中国机械工业联合会项目负责人蒋晓健表示：“目前，集中式电站越来越少，分布式电站越来越多，交易成本高。在这种情况下，亟待改变碎片化市场，同质化竞争严重的现状。需要通过市场和政策的驱动力，改善这些问题。一方面涉及经济性的改善。另一方面是政策驱动力，储能目前尚需政策扶持，实际上很多政策出台之前都先要有商业模式和工作，先行先试，然后判断其经济性和战略性，最后才是制定政策。”

 

       “相信有了政策扶持，未来储能的价值远远超过保持电网可靠运行，平抑电网波动等价值。首先储能一定是多样的，在‘互联网+’智慧能源的框架下，储能不再局限于电力存储技术，储氢、储热、天然气存储等都将纳入进来。其次要运用好时间和空间的差异，包括发电、负荷的差异性，区域之间的多能互补，资源共享，最终使能源利用效率、资产效率提高，才能实现储能经济性的最大化。”国网北京电力公司科信部副主任黄仁乐表示。