储能降成本“四步走”
█ 当前目标（近期）：开发非调峰功能(调频或紧急支撑)技术市场
█ 短期目标（5年）：低于峰谷电价差的度电成本
█ 中期目标（10年）：低于火电调峰（和调度）成本
█ 长期目标（20年）：低于同时期风光发电的度电成本
用户侧储能对于经济性、盈利能力的要求较高，也是市场化环境下发挥储能技术价值的重要应用场景，并有观点认为，当用户侧储能实现规模化应用时，储能行业才将真正迎来高速发展。对此，中国科学院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀指出，储能技术在用户侧的应用推广仍受制于成本、安全等因素，需要多样化的产业政策支持。
记者：目前用户侧储能落地的项目相较电网侧还比较少,用户侧储能在储能技术上需要哪些针对性地优化？
陈永翀：从技术角度来看，影响用户侧储能成本的主要有系统生产制造的价格以及系统循环寿命这两方面。因此，在制造上大幅降低系统制造成本或者从设计上大幅提升系统循环寿命，是储能行业未来的两大发展方向。
除此之外，用户侧储能还需要注意的是储能的安全性。大部分用户侧储能系统距离人、工业用户都比较近，对于安全性有特别高的要求。
目前来说,铅蓄电池在储能安全性上没什么大问题，但是在循环寿命方面还有一定的改善空间；锂离子电池应用在用户侧储能的话，其安全性还需要在技术方面有进一步提升。
记者：成本是制约储能行业发展的关键问题。您认为储能成本的降低将经历怎样的过程？
陈永翀：储能成本的降低不可能一蹴而就，我认为当前目标是开发非调峰功能(调频或紧急支撑)的储能电池技术和市场；短期（5年）目标要让储能成本低于峰谷电价差的度电成本；中期（10年）目标要低于火电调峰（和调度）的成本；长期（20年）目标要低于同时期风光发电的度电成本。
储能应用成本包括一次采购成本、二次运维成本和三次回收成本。除了设计制造环节降低成本外，还可以通过开发电池修复技术，提升电池寿命和安全，降低系统运维成本；从电池生产前端考虑电池未来报废后的易回收性，开发新型结构技术和回收再生技术，降低电池回收成本。
记者：用户侧储能成本高，具体是如何体现的？
陈永翀：目前用户侧储能的盈利核心点在于峰谷电价差套利，但是这种商业模式要想盈利，现在看来在大部分地区可以说比较艰难。尽管目前利用峰谷电价差发展用户侧储能的商业模式颇受关注，但未来只有当储能成本低于火电调峰成本后，储能装备才有可能作为重要补充，大规模纳入到电网调峰调度系统。
我们做过测算，目前电化学储能的度电成本在0.6-0.8元，不是很乐观。在此成本下,如果仅依靠峰谷电价差来套利，用户侧储能系统投资回收周期会很长，至少要在6年以上。部分地区峰谷电价差较高，回收周期就较短，但仍然面临电价或峰谷电价差变化的风险，进而影响项目的投资收益率和回收周期。
记者：日前苏州工业园出台了针对储能项目的补贴政策，对工业用户按放电量进行补贴。您认为用户侧储能补贴政策能在多大程度上帮助储能行业逐渐降低成本？储能项目是否会对补贴形成依赖？
陈永翀：从光伏发电、新能源汽车等行业的发展经验来看，无论是电网侧还是用户侧，储能行业未来大范围直接补贴的可能性是比较小的，我认为也没有必要。当然不排除局部地区的一些针对性补贴政策。以苏州工业园为例，按放电量补贴业主0.3元/kWh，补贴3年，可以有效地缩短投资回收期，但和前面说到的成本与周期比较就能发现，单纯依靠补贴政策其实是不够的。
前面分析过，峰谷电价差套利可能是目前用户侧储能的核心盈利方式，但并不是全部，单纯针对度电价格进行补贴自然也不能从根本上解决问题。必须要去挖掘除此之外的价值并从中培育商业模式，只有这样才能实现规模化。
有些观点希望依赖补贴政策来拉动储能项目的规模增长，之后通过规模效应降低储能成本，我认为这条路是走不通的。储能行业自身需要继续突破技术，相关机构也有必要出台一些非补贴类型的市场政策，推动产业发展。
记者：除了技术与商业模式有待突破，用户侧储能还面临哪些制约因素？
陈永翀：目前行业内还缺乏相应的安装、入网、验收等相关标准，还没有一个明确的规范的流程让大家操作，建立行业标准的需求是很迫切的。但行业标准的建立也并非易事，相关的技术实验还比较缺乏。需要有充足的正向、反向研究和实验数据做支撑，才能建立起安全、有效的行业标准。（作者：卢彬 来源：中国能源报）
利空间面临着被压缩的可能。2019年《政府工作报告》明确指出，将继续深化电力体制改革，一般工商业电价再降10%。考虑到峰谷电价调整前后平均电价水平不变这一电价设置原则，在总体电价下降的趋势下，峰谷电价套利模式的盈利空间将会进一步被压缩。
王谌认为，面对日益缩小的电价差，未来储能需要走向更多的应用场景，提供增值服务，“储能+”的商业模式或许是未来有价值的投资领域。“单纯套利的收益不是很高，而且没有起到关键性的作用。对于工厂等用户来说，如果储能是可有可无，那它存在的价值就不是很大；如果储能是一个必需品，商业价值就很大。”
在他看来，光储充结合与微网多能互补是储能在中长期的应用场景。“光储充结合是指新能源电站配置储能和充换电设施，不仅提高电能质量，还通过充电服务提高经济效益。而微网多能互补场景中，多种分布式能源互补，通过储能协调出力，并提供离网运行能力，形成安全的独立电网。”王谌补充说，在较受看好的光储充微网系统场景中，投资建设充换电设施，同时配套光伏和储能能够帮助企业大幅节省充电费用，同时提高分布式光伏自发自用比例，通过储能免除配网增容投资。采用直流微网系统，提高新能源及储能的转化效率，降低设备的投资，延缓变压器扩容，适合于变压器容量紧张的大城市。目前投资主体为充电桩运营商，能够通过新能源发电获取最便宜的电力，通过充电桩服务费赚取最贵的电价，通过储能延缓变压器扩容，目前已经具备一定的经济性。
在北控清洁能源集团有限公司资金管理部总经理李梦洋看来，储能模式单一确实影响融资规模，储能项目与光伏电站跟打包起来统一做融资，这也是行业探索的模式之一。“把项目扩大，银行金融机构的兴趣度也比较大。行业需要通过储能的不同应用模式形成产业布局，从而赢得相互信任。”李梦洋表示。
用户侧场景少导致租赁模式不成熟
用户场景广泛与否，不只影响着储能投资的收益，更影响着租赁模式的发展。据上海电气国轩新能源科技有限公司市场总监李璐慧介绍，直接租赁（简称“直租”）与回租是目前储能行业常用的两种租赁模式。直接租赁产品是以收取租金的方式租给企业使用设备，到租赁期满时可以向设备供应商进行购买。“这样的服务模式好处是操作比较灵活，降低客户资金压力。”李璐慧表示。回租的模式是指有想要资金回拢或新建新的项目的客户找到融资租赁公司提供回租服务，改持有为租赁。“储能恰恰是非常好的、可以重新售卖的资产。”
“直租和回租主要针对单个储能项目，目前来说这两种方式比较常用。”王谌告诉记者，还有一种方式是经营性租赁，目前在国外是较为主流的方式。在经营性租赁中，与共享汽车类似，储能设备可以随时租还。例如园区转型后不再需要用户侧储能，储能设备可以转移到另外一个场合继续进行租赁。“但是经营性租赁在国内目前还处于初级阶段，原因是还没有那么多储能场景。”但是王谌乐观地表示，储能是产品化非常高的项目，随着用户侧储能将来规模化发展，未来有可能会形成经营性租赁的模式。
那么影响着用户侧储能场景的规模发展的因素是什么？王谌认为，电网在发电侧、电网侧集中招标建大型储能，是用户侧储能应用推广的障碍之一。一方面，电网集中在源头和网侧解决了调峰调频、削峰填谷等问题，网端的投资机遇空间就不大了，未来做增值服务的场景也就不多。另一方面，发电侧的投资大部分都是电网公司主导，导致了很多储能供应商倾向于参与发电侧项目，而用户侧储能项目的性价比降不下来，影响了用户侧储能的应用推广。
系统集成能力参差不齐影响投资信心
在王谌看来，用户侧储能融资租赁的众多难点中，也有储能系统自身的原因。系统集成能力参差不齐，产品技术成熟度还不够，影响着收益测算和投资者的信心。“比如一个储能电站本应按照五年来测算，但实际上每年有20天在检修，对收益是有影响的，对融资方的还款付息也有影响。起码我了解的这些项目中，储能系统的技术成熟度还是不够。”但是目前很多投资方担心储能电站发生起火爆炸等安全事故，这影响着其投资决策。
南都电源互联网+运营有限公司总工程师副总工程师谭建国告诉记者，不同的场景需要不同技术路线的储能电池，并且受到经济性因素的影响。铅炭电池目前的技术已经相对成熟，步入了商业化阶段，比原有的铅酸电池在循环寿命、快速充放等方面有了质的提升。而锂电池技术还不完全成熟，处于商业化初期阶段，应该用发展的眼光看待，并加强安全性的设计和保障，完善标准化体系。
王谌也表示，提高储能稳定性非常重要，其中技术成熟度非常关键。“技术成熟一旦实现了，保证一定年份的持续运营，投资商就有保底的预期，投资热情就会高一些。”
技术的成熟一定程度上影响着储能的成本和价格。降到什么价格时储能的市场化才会爆发？“去年储能的系统成本大约1.6元/Wh，预计今年内能够降到1.4元/Wh。储能系统成本一旦降下来，用户侧储能市场就真正打开了。”他告诉记者。
在提高系统技术成熟度方面，王谌建议，标准化非常重要。他建议融资公司牵头与系统集成商、电池供应商把价格和技术参数定好，形成标准化产品，使其能够价格上满足投资商的要求，技术稳定度上满足安全稳定要求。“我们‘抱团’谈的话，会比小的投资方与客户谈效果更好，从而形成标准化的产品，提供标准化的服务。”他表示。（来源：中国能源报）
