【封面策划】谁的储能
谁的储能
文／本刊编辑部
阳和启蛰，品物皆春。
2019年伊始，面对2018年电化学储能新增装机超吉瓦的数据，在电网企业发布储能发展规划后，业界的热情迅速被点燃，储能市场一派春意，蓬勃发展势头尽显。
大好形势下，业内乐观预计今年新增量将超过1吉瓦，储能电池价格将步入1.5元/瓦，度电成本可能接近0.5元，平价时代似乎正在到来。
势如初春，半湖春水半湖冰。
5月24日，国家发展改革委和国家能源局联合发布《输配电定价成本监审办法》明确提出，“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本”。
这似乎表明，在“谁受益、谁付费”的原则下，储能产业已得到相关部门高度重视，未来的发展空间充满想象，尤其是在近年来迅猛增长的电化学储能领域。
从市场来看，全球储能装机容量仍以抽水蓄能为主，虽然电化学储能还不到储能装机总容量的4%，但从2018年累计装机量来看，全球增速126.4%、中国增速464.4%，以及近期超千亿远景过万亿的市场潜力，已经让电池储能迅速蹿升为近期的焦点。
电池储能的价值已经逐渐得到市场认可，也让参与者有了获利的可能。但基于现有政策、机制和技术水平，低于10%的回报率和8年甚至更长的回收周期，让试图进入这一领域的各方踌躇不前。
在中国这个全球最大的新能源和电池产能集中地，相关企业都不想错过这个“大蛋糕”。人们担心的是：储能投资该由谁来买单?储能的价值如何实现？下一步如何让储能实现市场化？
这一切，都要回到起点：储能是谁的？储能在为谁服务？为此，需要在认知层面剖析储能定位，在价值层面厘清实现来源，在操作层面掌握节奏技巧，在战略层面明晰未来动向。
溯历史，储能逐渐成为电力系统标配；看当下，储能正在成为各方获益的乐土；望未来，储能将成创新“蓝海”，成为你的、我的、大家的酷炫产业。
电网的储能
说储能是电网的，貌似有道理。
无论是1882年诞生于瑞士苏黎世的抽水蓄能电站，还是1978年在德国霍恩多夫诞生的第一台压缩空气储能机组，都是因电网需求而生。
“阴阳回薄成雷，申泄为电”，人类认识大自然威力的历史近千年，将电转换为可存储能源的历史，则不过百余年。如今，一个共识逐渐成形：储能之于电力供应，正如冰箱之于食物供应链。
2018年，清华大学电机系教授夏清到美国参加会议，加州ISO的一个判给他留下了深刻印象：“储能将成为电网资产，让电网连接储能装置，提供基于成本管制新型输电服务，并参与电网辅助服务市场”。
在实践层面，储能设施对于电网的好处有目共睹。比如，辅助动态运行、调频、调压、调峰、备用容量、无功支持、缓解线路阻塞、延缓输配电网升级、取代或延缓新建机组、备用电源、可再生能源平滑输出/削峰填谷、爬坡率控制、用户分时电价管理、容量费用管理、电能质量、紧急备用、需求侧管理等。
在夏清看来，既然承认储能是电网的一个环节，就要考虑储能作为固定成本纳入输配电价，在统一规划储能建设基础上，电网应引导更多的社会资源参与进来，不能把所有希望都寄托在输配电价上，应主动参与电力现货市场，通过自由开放市场环境，和传统能源进行PK，更好地发挥储能价值。
去年以来，电化学储能规模的快速增长 ，无疑来自供给和需求两端：在供给端，电池技术提升带来的成本快速下降，电动汽车大发展带来电池产能和退役电池梯次利用数量的增加；在需求侧，新能源大发展和电力市场化交易品种和机制的完善，则为储能发展提供了广阔的空间。其中，电网的积极推动功不可没，继去年电网侧储能迅猛增加后，今年以来国内两大电网公司纷纷发布文件，为储能产业定调，在投资回报、建设安排方面进行规划。
这是否意味着，为电网而生的储能与电力系统其它环节没有关系？发电、电池或设备企业，甚至是工商业用户、普通家庭，亦或是投资机构，不会通过部署储能设施受益？
当然不会。美国《巴伦周刊》曾以《储能技术将改变美国电力行业，配套可再生能源有望成为摇钱树》为题报道了美国储能行业的前景。文章将电网比作庞大如海洋的系统，分布式电网是水桶，储能可以让水桶很好地融入海洋，在增加电网安全性的同时，也让参与各方获得相当的回报。
将储能界定为电网专用，实则不全面。
6月28日，国家电网有限公司等国内21家单位，联手成立中国综合能源服务产业创新发展联盟，成员包括来自能源电力、互联网、通信、智能家居等领域的产学研单位。在联盟设立的6个专业委员会中，就包括分布式清洁能源与储能专业委员会。这表明，储能作为综合能源服务的重要内容，已得到产业界高度关注。
在联盟成立仪式现场，厦门大学教授林伯强表示，在未来清洁能源系统中，储能将成为核心环节。储能对于电力系统的价值含金量如此之高，如何才能体现？
从专业角度，对电力系统而言，储能提供的则是辅助服务。国家发展和改革委员会经济研究所原所长刘树杰认为，在满足了电池技术成熟和建立现代意义的电力市场前提下，储能电站的收入主要包括高价发电收入、需求侧响应收入、备用等辅助服务收入以及地板价购电等四个来源。
对用户而言，他们需要提供的服务类型是冷、热、光明或者动力等需求。因此，发展储能技术的本质是探寻如何能够提供解决市场痛点的服务，以满足用户需求，最终赢得他们的青睐。美国加州独立系统调度运行商(CAISO)前主任、市场设计工程师刘云仁认为，储能设施是电网侧还是用户侧，和资产无关，只需要根据其提供服务类型来加以判断，当储能设施可以接受调度，能够进行响应，即可视为电网侧储能资产。
大家的储能
说储能是大家的，更是没毛病。
从历史上来看，储能是为了保持电力系统的能量网络时空均衡而生；在全球清洁低碳发展大潮下，新能源装机快速上升，无论是风光电站，还是火电厂，为了增加出力、平滑曲线，有了加装储能系统的需求；随着分布式电源、微网的发展，在电力市场化之后，大工业用户和某些民用电价较高的国家和地区的普通家庭，出于节省支出和套利考虑，也有了发展储能的动力；未来，伴随虚拟电厂技术的成熟，众多中小储能电站也可以提供多种辅助服务，实现价值最大化。如今，储能已成为大家的储能。
浙江南都电源动力股份有限公司副总裁王大为认为，储能服务在电力系统的发、输、配、用各个环节都可以发挥作用，已经成为电力系统安全、优质运行的刚性需求和标配。
无论是过去、现在，还是未来，储能的需求和收益实际是遍布在电力系统的各个环节。在刘树杰、刘云仁等专家看来，部署储能系统就是为了保证电力系统的安全稳定运行，属于全系统受益，成本就应该由系统所有成员承担。在经济性之外，储能的价值还有更多的外部性，比如环境收益、社会收益、系统成本，这样的外部收益应该如何体现，也是未来政策优化的方向。在产消者界线日益消弭的当下，储能对于终端用户具有多重价值，如何定位应该有创新的思路。
王大为表示，建立电力辅助服务市场是中国储能价值实现的唯一出路。从国际上看，美洲、欧洲以及澳洲实质上都有三个层面的专业化电力市场存在：有基本电量的现货交易、有新能源和电力辅助服务市场、有碳排放量的碳交易市场。这样不同的发电体、电力服务提供商才可以在不同市场里展开交易，促进电力资源配置更加合理。当缺乏合适的价格时，要把储能服务这个刚性价值的商品转化成真正的商品价值，必须在电力辅助服务市场先行展开，由专业的市场来决定价格，让市场来决定资源的配置。
随着新能源装机占比的攀升，电力系统运行呈现新特点，未来可适时引入爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种。数据显示，2018年，全国(除西藏外）电力辅助服务补偿及市场交易费用共146.16亿元，其中东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国总量25.1%。
现实的储能
现在的储能，可谓围观者众，投资者寡。
现实的纠结，可以用“半湖春水半湖冰”来形容。
从战略层面，储能作为一项颠覆性技术，几乎被视为解决人类能源供应的关键技术。无论是灾难大片，还是专业媒体评出的前沿技术中，都不乏储能的身影，堪称颇具含金量。
市场在快速成长。2018年，中国电化学储能进入吉瓦时代。2019年也迎来风起云涌的时刻，《2019储能产业应用研究报告》认为，到 2025 年，中国电化学储能市场功率规模约 28.6吉瓦，以储能工程项目作为计量，市场份额将达到 1287 亿元，整个产业的市场规模具备万亿级市场潜力。
成本在迅速下降。中关村储能联盟副理事长俞振华认为，1.5 元/瓦时系统成本的行业拐点已在2018年被突破，最低成本不断被刷新，0.5～0.7 元/瓦时不等的电芯制造成本已经出现，低于0.3 元/千瓦时的度电成本有望在今年实现，未来两年会有30%的下降空间。
一个尴尬的现实是，面对如此诱人的前景，当下各方投资储能的积极性并没有想象中的那般高涨。原因在于，当前我国储能服务缺乏明确量化的市场定价体系和机制，单一的价差回收模式吸引力不足，辅助服务种类标准尚不完善。
目前一般工商业用户仅通过峰谷套利作为主要盈利模式，大工业用户在通过峰谷价差减少度电电费支出的同时，还可以利用储能减少容量电费。一般认为，峰谷价差大于0.7元/千瓦时才能具备盈利条件，部分地区峰谷电价差较高地区如江苏、河南、湖南等有可能成为重点区域。
鉴于电化学储能技术路线的繁复，国家很难出台单独的价格政策，有些地方专门出台激励政策，比如2018年3月，苏州就针对工业园区储能项目出台补贴政策：对已备案并网投运储能项目，自项目投运后按放电量补贴0.3元/千瓦时，连续补贴三年。据专业机构测算，这一政策会有效缩短投资回收周期:静态投资回收期可缩短1.5年，动态回收期可缩短1.9年。
现实压力下，自然的选择就是轻资产模式。比如电网侧储能会采取租赁模式，用户侧储能项目的自营模式也在悄然发生变化。
自2016年起，南都电源就以“投资+运营”的模式推进储能系统商用化应用，2017年当年投运规模分别列全球第二、全国第一。最新公布的2018年财报则明确提出，“公司储能业务将逐步由‘投资+运营’的模式向电站出售、共建等方式进行推进”，这或许是出于稳健发展做出的调整，但背后折射的资金压力不容小觑。
只有当储能与电力市场深度融入，才可能成为真正的商品，最终收获真金白银。在专家看来，技术、资本和制度安排是推动储能发展的“三驾马车”。目前迫切需要的是能体现储能多重价值的新机制，要认可储能技术在现代电力系统中的作用，给储能设施全面参与电力市场的准入，使其在不同的应用场景中与其他技术手段进行竞争，在竞争中发现价值，并建立可持续的商业模式。
现阶段，在营造储能发展环境方面，可以采取的措施应该至少包括：一是适当扩大峰谷电价用户范围，为储能在用户侧的发展营造良好的环境。二是完善两部制电价，电量电价可以参照发电侧煤电标杆价格，购电价格可以招标或“直接交易”决定，容量电价应反映储能电站“系统效用”。三是允许储能设施参与电力市场多种交易，充分考虑新能源并网、能源转型等对灵活性资源需求，在市场架构、市场规则设计等方面进一步细化，并界定相关服务的受益方，促使储能产业能够在各类细分市场中找到价值和盈利点。
未来的储能
未来的储能，会变得很酷。
作为材料科学，储能技术虽被称作“黑科技”但却并不时髦；作为市场关注的焦点，储能则具备深厚的创新基因。一旦叠加互联网信息、新能源等跨界玩家和技术，将具有相当大的想象空间。
跨界的巨无霸“黑马”已经出现。6月5日，中国铁塔股份有限公司100%控股的铁塔能源有限公司注册成立。作为全球最大通信铁塔的基础设施服务商，兼具大用户和专业服务公司的身份，中国铁塔已被业界赋予储能“黑马”的角色。中国铁塔拥有逾190万个基站，至2018年底已在全国基站部署约1.5吉瓦时梯次电池，到2020年将消纳全国电动汽车的退役动力电池。在战略层面，中国铁塔董事长佟吉禄的规划是，将铁塔公司打造成全国性的能源保障与电力服务专业化公司。
新能源+储能模式可能成为未来的“主力军”。虽然目前新能源发电是马、电池是马车还是正好相反尚存争议，但二者讯速发展并由此带来的双赢值得期待。在《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）》中，明确将电化学储能电站与传统并网发电厂同等对待，可统一纳入并网运行管理和辅助服务管理，而且储能在调度下可享受辅助服务和充电调峰服务双重收益。辅助服务则包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等7种类别。
家庭储能领域称得上是“潜力股”。埃森哲公司早前的调查显示，69%的消费者对能源管理计划非常感兴趣。虽然国内由于民用电价的原因，尚未形成市场，但在一些发达国家，家庭储能已经初具规模。市调机构Navigant Research公司预计，未来十年，全球光伏储能的装机容量将达到37.4吉瓦。根据Technavio发布的市场研究报告，在2018～2021年间，全球家庭光伏储能市场将以近68%的复合年增长率高速增长。对于互联网企业而言，家庭储能这个“蓝海”或许会成为一个服务导流的节点，掌握了用户能源消费倾向和解决方案的企业，或许可以深度为用户定制个性化生活一揽子方案，涵盖从智能家居用品、电器、电动汽车甚至是户外运动等多个领域。
“小个头”也可以有“大智慧”。通过基于泛在电力物联网的“虚拟电厂”技术，可以把多个储能节点整合起来统一调度、统一控制。英国能源科技公司Limejump通过“虚拟电厂”管理着英国最大的储能系统，目前已接入超过150个站点，将基于需求侧的响应与电网调度运行融合在一起。在澳大利亚，德国电池制造商Sonnen通过“虚拟电厂”链接了4万户家庭，搭建起名为SonnenFlat的平台。
在普通人眼里，储能就是几十年不变的瓶瓶罐罐、电池箱柜，与风云变幻的互联网、IT行业相比，缺乏足够魅力，更不要说与圈粉无数的金融、时尚产业相比。
储能有没有可能变得很酷？
80后的东南大学教授顾伟，在女儿十周岁之际，建立了一个包括储能在内的综合能源服务项目展示平台——果能网，“果”源自于女儿的名字。
他的深层用意或许在于，期望更多人认识到储能的重要性，让越来越多的年轻人能够进入这个行业，虽然没有在苹果、BAT工作那么酷，但当越来越多的人认识到储能的重要性，或许这会让它渐渐酷起来。
也许，顾伟的终极目标是，当10岁的女儿——果儿想要做某种很酷的东西的时候，至少能想到储能。
这需要让储能成为你的事业、我的事业、大家的事业。当储能变得有趣、有品，还能有经济回报时，变酷也将顺利成章。
世上本没有酷炫的行业，当越来越多的人觉得酷了，这个行业就会真的酷起来。 
（本文由本刊记者王伟执笔）
