传统储能既少又贵，电动汽车怎么解决这两大症结？

 面对随机波动的风、光等能源，如何平抑峰谷差成为关键，在这个问题上，储能一直被寄予厚望。

但当下，由于成本等问题，储能产业始终没有出现爆发。但一组数据值得关注：截至2017年年底，固定电化学储能规模仅为389.8MW，但车载动力电池蓄电能力已经接近90GWh。

2月7日，自然资源保护协会（NRDC）与国家发改委能源研究所、中关村储能产业技术联盟联合发布《电动汽车储能技术潜力及经济性研究》报告，进一步就这个问题给出了答案和建议。

目前，电动汽车参与储能的方式主要包括有序充电、车电互联（V2G）、电池更换、退役电池储能等方式，作为分布式储能，可为电力系统提供可观的灵活性和调节能力。

专家认为，到2030年，全国各类电动汽车保有量将超过1亿辆。从储能潜力来看，按更换电池方式计算将达到1.46TWh，按V2G模式计算可达5TWh。如此规模，可在高比例可再生能源系统中，发挥小时级电力平衡作用。

既然潜力不是问题，那么问题的关键，就是如何提升电动汽车储能的经济性和应用性。为此，专家提出如下建议：

第一，降低电动汽车充电服务市场门槛。

建议放开住宅及办公地点充电市场，允许公共充电服务公司通过集中建设、集中运行的方式为私家电动汽车用户提供充电服务，从而为未来电动汽车充电行为集中引导奠定基础。

第二，创新电动汽车充电价格机制。

从用户层面，充电场景可分为私人、集团和服务商三类。

对私人用户，应鼓励对私人充电桩执行峰谷分时电价，逐步放开公共充电桩目录电价管理，鼓励有条件的地方基于当地负荷及新能源发电特性，引入灵活的分时充电价格机制。

对集团用户，包括V2G及具退役电池储能等方式，建议参考用户侧峰谷电价制定放电价格，或将电动汽车V2G及退役电池储能纳入分布式发电资源管理，鼓励电动汽车放电参与电力就近交易。

对于充电服务商，应鼓励其参与直购电和现货市场交易，同时理顺电动汽车充电价格机制，有序放开电价与服务费政府管制，允许充电服务商与分散电动汽车用户签订灵活的充电服务价格套餐。

第三，以绿证/碳积分激励有序充放电。

建议将绿色证书/碳积分奖励纳入电动汽车电力消费环节，对参与电力需求响应及储能服务的充放电行为，按照单位千瓦时“转移”电量，给予绿色证书或碳积分。

第四，开展电动汽车储能运营综合试点。

电动汽车储能需要多部门技术与机制创新，应首先通过开展交通、能源、建筑等综合试点予以验证。

建议结合新能源示范城市、电动汽车示范运营区、电力现货市场交易、分布式能源市场交易等项目，协调国家发改委、能源局、工信部、住建部等政府职能部门，引入集中充电设施建设与运行模式，放开充电政府定价，探索适应我国国情的电动汽车储能商业运营模式。