陈海生：储能是能源革命的重要技术支撑
随着2017年分布式光伏的大发展，大规模新型储能的应用前景似乎更加光明，加之《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布，市场对储能产业更加充满信心。近日，在第七届“储能国际峰会暨展览会2018”会议间隙，中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生接受了本刊专访。在他看来，储能产业从2017年“春风乍起”到今年“春天正在到来”，储能企业要苦练内功、提高技术，把寿命、规模做上去，把成本降下来、把安全性做好，从政策机制上解决好储能的价值补偿问题，成为能源革命的重要技术支撑。
记者：请问过去一年中国储能市场情况怎么样？
陈海生
促进增长的主要动力有三个方面：第一是分布式可再生能源快速发展，对储能是刚需。分布式可再生能源的间歇性、波动性比较大，如果缺少储能，影响分布式系统的稳定性、可靠性。
第二是来自于对可再生能源发展的市场预期。随着可再生能源大规模接入电网，到2017年底全国可再生能源装机占电力总装机的比重超过36%，局部地区占比更高，产生大量的弃风、弃光问题，这主要的原因就是可再生能源的间歇性、不稳定性，也就是不可调度性。通过储能技术手段可以把不可调度的“垃圾的电”变为可调度的“优质的电”，同时，时间上也能与用户负荷需求更匹配，比如把下半夜负荷谷值时的风能储存起来白天利用。
第三是峰谷电价差带来巨大的市场机会。随着大电网特别是经济发达地区的负荷峰谷差越来越大，如江苏、上海、北京、广东等，峰谷差已经达到60%~80%，负荷最低时只有20%，今年还有极端的情况发生，最大负荷峰谷差甚至达到了90%。储能能够提供关键的削峰填谷技术支撑，负荷峰谷差拉大，峰谷电价差逐步拉开，这对储能来说是巨大的市场机会。
综合来看，储能的市场需求很强，发展也很快，我这里说的是大规模储能，不包括电动汽车上用的动力电池以及手机、笔记本等用的便携电池。
记者：业界都认为市场价格问题是制约储能发展的关键，您有没有从政策设计的角度去考虑通过什么样的政策模型来体现储能的多元价值？
陈海生
有这么两种，一种就是参考抽水蓄能的价格机制，抽水蓄能采用的是容量电价+电量电价两部制电价机制，其实还应该包括辅助服务电价，这三块加起来才能充分体现储能的价值。容量电价一般用来反映发电厂的固定资产投资费用，是对储能对电网安全性价值的认可。电量电价根据发电量的多少计算，补偿可变成本，是对储能削峰填谷价值的认可。储能对于提升电能质量的价值目前在抽水蓄能价格体系中没有体现，比如提供调频、黑启动、旋转备用等辅助服务。所以，仅用峰谷电价差给储能收益，对储能是很不公平的。储能干了三件事，现在你只给它付削峰填谷这一份工资，所以储能的经济性往往算的不是很好。
还有一种机制就是给储能一个公平的电力市场主体地位，允许储能通过市场化方式参与电能交易，它也可以大规模发展。在这个电力市场中，电价不光要体现电量价值，还要体现电能质量价值。可以参考火电机组参与自动发电控制（AGC）调频辅助服务市场，让储能独立参与或联合火电厂共同参与AGC调频。目前电网对火电厂有电能质量考核机制，电能质量高的给予更好的价格奖励，否则给予一定罚款。如果有这么一个公平参与、价格灵活的电力现货市场，储能就能通过电价找到其市场价值，不需要财政补偿也可以发展起来。
记者：在电力现货市场还没建设起来之前，您认为储能产业比较成熟的商业模式主要有哪些？
陈海生
现在有这么几个商业模式比较成熟。
第一，分布式储能，这是大家比较认可的，去年也增加得比较快。
第二，辅助调频服务，这个前边讲过，主要是辅助火电厂调频，通过获得电网奖励和降低罚款，从而获得收益。由于不同省份的调频政策不同，需要根据当地政策确定盈利模式。
第三，跟大规模可再生能源结合的大型储能电站。储能在增加可再生能源上网电量上有一个放大效应或杠杆效应，通过辽宁电网的例子已经得到验证，1个兆瓦时的储能可以提高2~3个兆瓦时甚至更多兆瓦时的可再生能源上网电量。因为它能使得可再生能源的输出都得到平滑，电能质量得到提升。比如说10个兆瓦时的风能或者太阳能，配了1个兆瓦时的储能，有可能10个兆瓦时的发电质量都提高了，从而上网电量大幅增加。
第四，已经存在的峰谷电价差套利模式，特别是在发达的省份。比如江苏，江苏做得最早、量也最大，北京、上海市场都已经被占上了，行业现在总体上，峰谷差7毛钱基本上可以活着，7毛以上就可以赚点，明年可能会好一点。但是峰谷电价差套利的模式要从两方面考虑，一是单独算峰谷电价差套利，投资周期相对比较长，二是要加上其他附加价值，比如说减少容量电费的价值，大多数省份的容量电费大概是每月20~30元/千瓦，一年可多至360元/千瓦，省下来这块钱应该算进去，这确确实实是储能的价值。
记者：您的团队正在开发先进的大规模压缩空气储能项目，请介绍下最新进展？
陈海生
我们在2016年完成了首个10兆瓦的压缩空气储能示范，已经实验运行了一年多时间。现在正在做100兆瓦的，比原来提高一个数量级的项目，项目所在地为张家口国家可再生能源示范区，争取在2021年前完成。建成后它的系统效率能达到65%~70%，比原来提高10%，规模成本降低30%，现在是6000~7000元/千瓦，能够降到5000元/千瓦左右，相当于大概1200元/千瓦时。建成之后应该是国际上最大的、第一台100兆瓦级的不依赖油气的先进压缩空气储能设备。压缩空气储能的总体性能接近抽水蓄能，包括性能特点、造价、使用环境等，未来会替代一部分抽水蓄能。
记者：目前这个项目面临的最大困难是什么？
陈海生
目前最大的困难就是要给我们时间，不要着急，任何一个大的突破都不是一蹴而就的，都需要积累。示范项目需要三年左右的时间，不能期待一年、几个月就能完成，而且性能指标要求又很高。从技术上讲，还需攻克压缩机、膨胀机以及储冷、储热等难点，我们都有信心完成，但有可能存在坎坷，所以需要时间，需要持续的投入。
记者：储能产业整体还在向商业化初级阶段过渡，您对储能行业未来发展有何建议或判断？
陈海生
第一，储能企业做好自己，苦练内功。电力行业投资比较大、投资回收期相对比较长，但是投资回收很稳定，光伏也好、风电也好，回收期也是8到10年左右，不要期待储能行业暴利。做好自己，苦练内功，首要的就是进一步发展和攻关储能技术，把寿命做上去、把成本降下来、把安全性做好、把规模做上来，为发展打好基础，这是第一步。
第二，行业政策和体制会逐步完善。现在储能企业比较艰难，主要是因为储能的多元价值没有在价格当中完全体现。储能除了削峰填谷的贡献之外，更为重要的是提高电能质量的贡献，对于可再生能源企业、电网、电力用户都有益处，但目前没有人为此支付成本。为此，国家政策和体制机制正在逐步完善。
一方面，国家发展改革委、国家能源局去年发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确今年启动8个地区第一批电力现货市场试点。现货市场中电价实时变动，每变动一次就有峰谷价差，峰谷价差由原来的一天1~2次变成一天很多次，也即储能以后可以一天充放多次，这样投资收益率自然就上来了。另一方面，去年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布后，多个地方陆续制定了实施细则，例如南方能源监管局、山西能源监管办分别发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则（试行）》《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，明确价格补偿机制等。国网江苏省电力公司在国内首次制定了《客户侧储能系统并网管理规定》（试行）。还有的省份通过峰谷差引导产业发展，降低峰谷差才能增加可再生能源装机容量，而提高发电出力谷值和降低峰值都是储能具有的优势。总体而言，储能行业向好发展，政策可能会来的慢点，但不会缺席，政策方向是确定的，但政策出台的过程要慎重。
第三，储能技术逐渐聚焦。未来储能主流技术可能有七八种，其中三四种会是市场主体。逐步聚焦之后就带来规模效应，可以集中更多的人力、物力进行技术攻关，然后降低成本，一个是通过技术降低成本，一个是通过规模降低成本。目前，大规模新型储能的成本正在快速降低，总体的价值已经跟传统的抽水蓄能可比，行业到了爆发的临界点，去年我们称储能行业“春风乍起”，今年储能的“春天正在到来”。
这是我对储能行业总体发展的三个判断。将来储能行业的市场规模能占到电力行业的10%~15%，将成为能源革命的一个重要支撑。
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