11月23日，“2017中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展峰會”在北京舉行，儲能未來的發(fā)展態(tài)勢如何引起業(yè)界廣泛關注。截至2016年年底，我國發(fā)電裝機總規(guī)模為16.5億千瓦，儲能項目裝機僅24.3兆瓦，占總量的1.47%，遠低于世界平均水平。儲能未來會有較大的發(fā)展空間已成業(yè)內(nèi)共識，中國能源研究會儲能專業(yè)委員會主任陳海生認為，我國的儲能裝機到“十四五”末，應該在50GW到60GW的規(guī)模，到2050年，儲能規(guī)模應該在200GW以上。

　　

　　不過與美好前景相對的，儲能企業(yè)虧損甚至倒閉的情況也讓行業(yè)的發(fā)展蒙上陰影，動力電池相關企業(yè)已進入生死存亡的關鍵時期。鋰電“達沃斯”學術(shù)委員會秘書長墨柯表示，“預計今年會有30家左右的電池廠可能倒閉，行業(yè)洗牌已全面開啟。”一面是誘人的市場空間，一面是不可預知的風險，儲能業(yè)到底何去何從?

　　

　　技術(shù)路線有待選擇

　　

　　儲能行業(yè)的技術(shù)路線主要有物理儲能、電化學儲能、熱能儲存、儲氫和電動汽車儲能五大范疇。因為抽水蓄能的成本最低，因此在儲能領域占絕對優(yōu)勢。盡管如此，針對復雜的儲能需求，很難判斷未來究竟哪種技術(shù)可以成為主流。

　　

　　清華大學能源研究院何向明教授在接受本報記者采訪時說：“抽水蓄能可能是目前最經(jīng)濟的一種儲能方式，但是它有一個前提條件，就是要有充足的水，而西部風電、光伏發(fā)展比較好的地區(qū)，水資源可能不足以支撐發(fā)展大規(guī)模的儲能。從電化學儲能看，目前最有發(fā)展前景的是鋰電池，因為鋰電池的技術(shù)進步和成本降低是最快的，從20世紀90年代開始發(fā)展鋰電儲能至今，成本已經(jīng)下降近6倍，算上通貨膨脹率，大約可以到30倍。不過依然很難說哪種技術(shù)是最好的，其實更多的是要看儲能應用側(cè)的需求是什么，比如，大規(guī)模儲能，可能儲水蓄能或者熱熔鹽儲能比較經(jīng)濟實用;分布式儲能，私人電動汽車儲能，鋰電更合適。”

　　

　　國家發(fā)改委能源研究所能源效率中心副主任熊華文認為，當前儲能的技術(shù)路線普遍存在的問題在于成本支出與回報不成正比，僅僅依靠峰谷電價差來彌補儲能的成本，大概需要峰谷電價差在1元錢左右，而從現(xiàn)狀看，峰谷電價最高只有0.6元錢左右，想要覆蓋成本基本不可能?；蛟S還應該有更好的技術(shù)路線值得挖掘和探索。

　　

　　中海油能源經(jīng)濟研究院原首席能源研究員、東帆石能源咨詢公司董事長陳衛(wèi)東認為：“儲存技術(shù)的突破，往往也是人類文明實現(xiàn)突破的關鍵標志。其實人們一直在尋找儲存的辦法，而且大部分是偶然發(fā)現(xiàn)的，不是有意為之，電力儲存現(xiàn)在還沒有出現(xiàn)突破性技術(shù)，雖然出現(xiàn)了很多化學儲能的方式，但我不認為現(xiàn)在看到的這些技術(shù)將會是未來的主流路線，將來一定會出現(xiàn)帶領儲能突破的技術(shù)，就像存儲芯片帶來的智能手機革命。”

　　

　　未來儲能領域的技術(shù)路線應該怎樣選擇，熊華文給出這樣的答案：“從長遠來看，以儲氫作為核心媒介打通不同能源管網(wǎng)之間建立不同能源網(wǎng)絡之間的聯(lián)系，這應該是整個儲能的未來。”

　　

　　法律地位有待明確

　　

　　光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展多年，但應與之配套的儲能業(yè)卻一直沒有取得重大突破。目前也缺乏涵蓋儲能技術(shù)的支持政策，光伏企業(yè)通過儲能存的電量雖可享受并網(wǎng)補貼，但增加了儲能設備，投入成本提高，回報卻不多，且相應的補貼政策并不齊全，企業(yè)缺乏積極性。

　　

　　從國外發(fā)達國家發(fā)展儲能的經(jīng)驗看，美國給予了儲能政策上的支持。美國能源監(jiān)管委員會對儲能參與電力市場提供輔助服務的法律，明確了儲能在電力市場輔助服務方面的重要地位，同時也為其創(chuàng)造了巨大的市場空間。美國加州的政策主要是可再生能源比例的配額制，面向所有電網(wǎng)運營公司提出高比例可再生能源強制性配額采購目標，要求規(guī)?；浔葍δ茈娏?。

　　

　　日本、德國、澳大利亞則是給予儲能領域相應的財政補貼，支持行業(yè)發(fā)展。我國在支持儲能發(fā)展方面的政策與之相比顯得比較單薄。

　　

　　熊華文說，儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)當中既不是發(fā)電設備也不是用電設備，現(xiàn)有的電力法律規(guī)范里缺乏對它明確的定位。雖然政策上有定位，但是政策和法律、技術(shù)標準是有區(qū)別的。此外，國家層面對儲能行業(yè)出臺大規(guī)模的經(jīng)濟補貼和補助也是小概率事件。由此可見，國家對儲能領域大范圍的支持政策實際上不那么直接和明顯。

　　

　　儲能技術(shù)作為支持傳統(tǒng)電力平穩(wěn)運行，促進可再生能源并網(wǎng)消納，支撐分布式能源、電動汽車和能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展的關鍵技術(shù)，目前得到越來越多的重視和認可，國家對儲能的政策支持也在不斷改觀。

　　

　　不久之前，國家能源局聯(lián)合國家發(fā)改委、財政部、科技部、工信部聯(lián)合編制《關于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》(以下簡稱《意見》)，該《意見》不僅提出支持儲能系統(tǒng)直接接入電網(wǎng)，支持各類主體按照市場化原則投資建設運營接入電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)，還提出結(jié)合電力體制改革，允許儲能通過市場化方式參與電能交易，并拓展電動汽車等分散電池資源的儲能化應用，開展對淘汰動力電池進行儲能梯次利用研究等方面的要求。由此可見，在政策指引上，國家正逐步向前推進。

　　

　　電力市場化不是唯一辦法

　　

　　作為新興產(chǎn)業(yè)，儲能領域的基礎比較薄弱，在產(chǎn)業(yè)政策、用戶需求、標準體系、設計規(guī)劃、工程建設、分工協(xié)作、第三方服務等諸多方面都有待加強建設。目前，眾多儲能企業(yè)承受著額外的成本、風險和負債負重前行。

　　

　　記者采訪中投億星新能源投資有限公司市場投資總監(jiān)周長城時，他一臉無奈地說：“在一些有地方補貼的儲能示范項目，收回成本大約需要5年的時間，而隨著補貼的取消，再投資儲能項目想收回成本則需要十幾年的時間，對投資方來說，這并不是最佳的選擇。目前電價的峰谷差拉不開，電力市場化進程不足是儲能領域面臨的主要問題。”

　　

　　儲能的成本高，投入與產(chǎn)出不成比例讓很多投資機構(gòu)對該行業(yè)望而卻步。熊華文說：“為什么儲能產(chǎn)業(yè)大部分應用還是處于微利甚至虧本狀態(tài)，是因為系統(tǒng)的價值在現(xiàn)有的市場和各種價格體系中沒有得到很好的體現(xiàn)，單體價值和系統(tǒng)價值之間已經(jīng)出現(xiàn)了脫鉤和分離。而從整個系統(tǒng)的角度分析，通過儲能，可以實現(xiàn)減少發(fā)電能量;同時可以減少棄風、棄光，相對應地可以減輕輸電和配電的投資壓力;同樣可以提供低成本的輔助服務，較好地調(diào)峰、調(diào)頻，終端通過加入儲能系統(tǒng);可以降低容量電費，同時實現(xiàn)分時電價的套利，最后可以降低終端的用電成本。因此，我們需要通過市場設計、機制設計把儲能產(chǎn)生的系統(tǒng)價值在不同的利益主體之間進行合理的分配，完全不考慮系統(tǒng)價值，只考慮能量價值分配機制和格局肯定是不對的。實際上，電力市場化改革是可以助推儲能行業(yè)的發(fā)展，但并不是唯一條件。”

　　

　　雙登集團股份有限公司總裁周平認為，儲能的發(fā)展，內(nèi)因才是決定性因素。儲能產(chǎn)業(yè)靠政策、靠商業(yè)模式是不具備生命力的，政策補貼是暫時的，最后落腳點一定在產(chǎn)品。不僅如此，儲能一定要創(chuàng)造價值鏈的共贏，儲能上下游企業(yè)，包括同行之間一定要營造共創(chuàng)、共生、共享最終共贏的局面。