储能产业作为单独主体进入电力系统的困境在哪里？

　　张静：“9号文”提出，建立辅助服务分担共享新机制。辅助服务市场必然需要更多优质的辅助服务提供主体，势必也会有更多元、更先进的技术进入市场。在这一背景下，电改会给储能带来更多潜在机会，有可能使储能在发输配用环节实现调峰、调频、调压、容量调节等价值。

　　售电侧的放开，会给可再生能源一些新的发展机会。作为可再生能源并网的支撑技术，储能也有较多应用机遇。比如大家所了解的，随着储能成本不断降低、容量持续增大，未来可以更好地解决弃风、弃光问题。随着售电侧的进一步放开，储能的机会会变得更多。

　　在用电侧，根据“9号文”精神，电力交易平台更加市场化，用户用电会更加灵活，电费管理会更加有效，对电或热的综合有效管理也会更加被重视。而储能将在分布式供能和用能上起到很大作用，通过增加可控的储放环节，使购电和用电更加灵活、更加可控，从而提高能源消费的有效性。

　　张静：对，这是很典型的储能结合火电机组进行调频的案例。在这个案例中，应用储能技术的好处在于，一是火电机组不用像以前那样为快速响应电网指令而额外增加煤耗;二是大大降低了频繁增减出力造成的机组设备磨损。而且这一储能系统一直工作稳定，无人值守，仅需定期巡检。

　　储能需要一个正当身份

　　张静：第一是准入问题。比如说，石景山热电厂那套储能系统是辅助火电机组调频的。在美国和德国，储能电站可以直接作为一个电源参与调频，不用与火电机组联合。在我国，常规电源进入电力系统，有可研、审批、建设以及根据标准规程并网运行的成熟流程，而储能系统则不是传统意义上的电源，因此尚不具备独立接入电力系统的条件。而对于同样有着储能作用的抽水蓄能电站，已有一系列成熟的审批建设并网运行规范和相对成熟的电价机制。另外，审核方面也有问题。比如储能系统在被检测时，是按发电设备算还是按用电设备算呢现在基本上是储能用在哪儿就算是哪儿的设备，现有政策法规对储能如何进入电力系统都没有明确说法。所以，要想让储能得到行业认可，需要给它一个身份。

　　第二是电价问题。目前，储能的充放电价格未得到明确，储能是一个可调设备，不是单纯的发电设备，不能按发电设备的发电价格结算，储能更像耗能设备，可以将其看作大用户，进行净电量结算，即吸纳电量与发出电量相减，这部分电量按大用户电价向电网缴费。国内储能系统做调频是参考的火电机组参与调频的市场运营模式。在美国，则是遵照市场统一标准“按效果付费”。美国市场发现了储能的最大特点是，响应速度快，可达秒级，所以按响应精准程度来确定价格。美国的做法对储能来讲就特别划算，使储能利润有增长3倍的可能，让储能电站参与调频的商业赢利模式得以实现。但在我国缺乏储能参与市场运行的价格策略，何时能回收成本仍是难题。

　　所以鉴于上述情况，我国储能的发展显得步履维艰。而在技术、原则方面，储能产业的发展并没有太大的问题。

　　张静：当然，也不能说储能在安全性上完全没有问题，因为任何一项技术，尤其是用在比较关键领域的技术，没有几十年时间是不敢给其安全性下结论的。但从目前的示范效果来讲，只要管理得当，储能系统的安全性是可以把控的。

　　另外，储能技术仍在发展完善中，安全性是需要重点关注的。但就目前来说，储能发展的最大壁垒还不是安全问题，是在准入门槛和电价策略上。

　　储能技术尚需进一步证明自己

　　张静：所以说电改对储能非常重要。在此轮电改环境下，我国储能发展的前景可期，我们看待储能的未来也更加乐观。至于储能如何去争取这个身份，我觉得就是看它本身能够做什么，能带来多少价值。比如调频这一块，储能的响应速度能够达到秒级，可以优化原来火电机组调频的问题。形象点儿说，调频指令下达了，现在你就得往上冲。

　　对于传统火电机组来讲，你让这么一个沉稳的“老先生”飞快地跑、使劲地停，对设备本身就是损耗，经济性也不好。那为何不用一个灵活的“小伙子”呢还有，我国火电机组的占比很高，调节本身就是大问题，将来风电、光伏这些出力不恒定电源大量并网后，对调频更是特别大的挑战。

　　当然，储能技术本身也在不断完善和进步，比如锂离子电池的成本和过去两三年比较，已经有了近50%的降幅;另外一些性能更佳的技术或技术改造也在进行中;当然，也有一些问题亟待解决，比如循环寿命的提高、环境问题、回收问题、电池资源问题等等，这些都要统筹考虑。政府有关部门也在提前布局，产业的发展也在一步步落实中。