编者按：近年来，我国电化学储能不断发展，但仍然存在诸如商业模式有待健全，标准缺位存在隐患、电池功能似是而非之类的问题，面对这些问题，专家学者给出了“统筹规划、加强政策引导”“结合新兴业务扩大用户侧市场”“加快储能参与的电力市场化进程”“加速国家、行业标准出台，建立评价体系 ”等一系列建议。

近年来，电化学储能规模迅速扩大，但仍面临许多阻碍储能可持续发展的挑战。例如商业模式有待健全，标准缺位存在隐患、电池功能似是而非。电化学储能的健康、规范发展，需要统筹规划、政策引导，结合新兴业务扩大用户侧市场，加快储能参与电力市场化的进程，加速国家、行业标准出台，建立评价体系，持续推进储能技术创新等等。

电化学储能在电力系统的应用现状

电力系统的储能技术主要有抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、超导储能、飞轮储能等，在电力系统发、输、配、用各个环节均有其应用场景。储能作为提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础，正在发挥日益重要的作用。

在众多储能技术路线中，配置灵活、建设期短、响应快速的电化学储能，被认为是最具潜力的技术，近年来取得了较快的发展。但受制于发展环境以及技术经济等诸多问题，发展仍面临较大挑战。具体表现在以下几方面：

其一，商业模式有待健全。目前储能的应用场景虽广，但几乎所有场景都缺乏可持续的商业模式。普遍存在政策导向不够清晰、行业标准不够有序、成本相对较高等情况。

集中式新能源基地：在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳，是被寄予厚望的储能应用场景。如果为了完成减少弃风弃光的考核任务，由电网侧加装储能装置，存在系统成本的对价问题，需要明确准许成本的范畴。如果由上网侧投资，在上网电价和补贴较高的场站或有一定经济价值，而随着风光标杆电价的一路走低，补贴退坡和取消成为常态，甚至优化调度后弃风弃光情况的改善，都使投资回报风险加大。

火电上网侧：以山西火储联合调频项目为例，市场运行前，调频报价的范围暂定为12~20元/兆瓦，市场交易开展后，交易报价范围调整到5~10元/兆瓦，伴随竞价模式下市场价格的激烈竞争，储能调频项目的投资回收期延长。此外，为市场提供电力服务的是电厂，为储能买单的也是电厂，大家都加装储能参与联合调频，边际效能势必递减。

电网侧：2018年，电网侧储能应用快速增长，中国储能市场进入“GW/GWh”时代。根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8兆瓦，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，占各类储能应用之首。江苏、河南、湖南等地电网侧储能项目在新增储能市场份额中占了很大的比例。但这类储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方，负责项目整体建设和运营。若是作为电网成本纳入输配电价体系，则会导致所有用户被动平摊这部分投资成本。如果作为独立的市场主体参与交易，因其身份，市场公平性受到质疑。另一方面储能参与调峰、调频等服务的机制尚未理顺，尽管东北、新疆、福建、甘肃、安徽、江苏等地区提出电储能可作为独立市场主体参与调峰、调频调峰交易，但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定。

用户侧：峰谷价差套利是当前应用较普遍的商业模式，一般由储能企业为大工业用电企业提供储能设备，承担设备的安装和运维，储能企业以用电企业降低的容量电费和节省的峰谷价差电费为收入。这种类似合同能源管理的商业模式一定程度提高了用电企业安装储能设备的积极性，有利于储能的推广，但是由于储能设备前期投入较大、收益来源单一，成本回收周期长，峰谷价差较高的区域，投资回报周期也普遍在七八年以上，储能企业利润空间有限，且峰谷电价套利依赖于电价水平，峰谷差价减小回报期延长的风险也始终存在，在降电价的大环境下，该类项目投资吸引力也随之下降。储能的其他功能如提高电能质量，提供紧急备用等尚无法作为稳定的收益来源。

无论在发电侧、电网侧、用户侧，均越来越重视安全防护相关措施的到位，相应地也带来了成本的增加，收益的下降。而收益低的情况下受成本限制变相地压缩安防方面的投入，则会带来安全隐患。

其二，标准缺位存在隐患。电化学储能技术路线和技术产品众多，有铅酸电池、锂电池、超级电容等等。目前还没有某一种技术能够完全满足循环寿命、可规模化、安全性、经济性和能效五项储能关键应用指标。从现阶段发展情况来看，锂电池是当前发展较快、有望率先带动储能商业化的储能技术。

然而储能行业标准的缺位，会对储能产业的健康发展造成致命障碍。储能产品品质良莠不齐，缺少自律的企业用劣质产品低价冲击市场的苗头已初现端倪，储能标准体系建设已是迫在眉睫。

截止到2018年12月，韩国共计有16座电池储能电站着火，引发了全球能源领域对储能安全问题的担忧，给行业安全发展敲响了警钟。国内由于相关消防安全标准的缺失，导致一批商业储能项目无限期延迟。例如，业主或相关消防机构对商业楼宇中，尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险心存疑虑。如果不能切实可行地控制风险、消除风险情愿不上项目。

其三，电池功能似是而非。2018年新能源汽车销量125.6万辆,同比增长61.7%，据预测，我国马上迎来动力电池退役的高峰期，国家也出台了很多相关政策，以此来促进动力电池回收利用行业的发展。梯次利用理论上能降低储能的工程造价，且具有环保效应。这也是近年来储能成为投资风口预期的一个重要因素。

然而，通过一段时间的实践，动力电池梯次利用的安全性等问题也逐步暴露出来，为了解决退役动力电池一致性问题，往往需要花费额外费用，可能得不偿失，梯次利用的理论成本优势不再显著。而且动力电池和储能电池在性能上存在天赋差异：一方面，动力电池的工况复杂，可靠性要求比用于电力系统的储能电池高很多， BMS电池管理系统也存在差异；另一方面，应用于电力系统的储能电池在充放电特性和循环次数上也有不同，循环次数的增加意味着活性材料增加，成本会相应上涨。目前阶段特殊需求的储能电池有点类似非标定制。

对策建议

统筹规划、加强政策引导

2018年，全球新增投运电化学储能3.5吉瓦，达到6.5吉瓦，同比增长288%。其中澳大利亚和美国分别在电力容量和电能容量上领先。英国、德国、日本的储能发展也相当迅猛。究其原因，无非是技术先进、政策支持、机制适宜。技术方面，德国的SONNNE，美国的TESLA业绩领先，为高性能、低成本的扩张打下物理基础；政策和机制方面，德国和日本采用高电价和补贴的方式引导投资，美国则注重通过市场机制找寻储能的系统性价值；而英国在2017年7月确立的智能灵活能源系统发展战略(Upgrading Our Energy System: Smart Systems and Flexibility Plan)，从储能的定义、资质、终端消费税、网络费、与可再生能源共享站址、储能的所有权、并网、规划、资金支持等9个方面发布行动计划，解决了储能的属性问题，部分扫清了储能加入电力市场的障碍。澳大利亚则通过分布式光伏+储能的组合寻找清洁能源供应之路。各国资源禀赋有异、行业规则不同，虽不宜全套照搬，但那些共性的经验应予积极借鉴。即准确界定储能在发、输、配、用各个环节的应用价值,结合应用场景和实际需求，因地制宜、度身定做，全面评价、精准量化，兑现储能多元价值。

结合新兴业务扩大用户侧市场

首先，开展用户侧的综合能源服务，以项目整体盈利带动储能发展。用户侧储能需摆脱单一化的套利模式，以需求为导向，通过储能与各种资源的优化配置，满足不同的市场需求，为用户制定差异化的用能方案，来最大化地实现价值。

在国家能源发展战略的目标指引和用户能源服务的需求导向双重作用下，无论国网、南网还是众多的售电公司都把综合能源服务作为发展重点，纷纷向综合能源服务商转型，在“源-储-网-售-用-云”领域结合自己的优势由点及面逐步延伸，试图提前布局，抢占有利市场。综合能源服务已进入发展提速期。

通过目前综合能源的常规配置不难看出，无论是可再生能源的接入、微网的支撑都离不开储能技术的应用，储能技术是综合能源中的关键一环。通过储能设备可以加大分布式能源的就地消纳比例，甚至就地平衡，随着现货市场的到来实现分时电价的响应机制，凭借电力需求响应机制参与辅助服务市场，都可以增加项目的盈利性。

其次，进行售电服务销售策略的引导。除了根据用户需求通过配置引入储能，还可以结合其他服务内容通过销售政策引导用户。比如，售电让利的一部分拿出来鼓励用户加装监测点，建立用户的数据监测网络，通过用户数据进一步设计用户能源方案；在售电推广中加入储能服务，通过市场机制来引导用户优化用能。

第三，深化分布式发电市场化交易试点相关工作。虽然“自发自用余电上网”模式的收益率要高于“全额上网”，但苦于好的安装场地与好用户无法随时匹配，以及单个用户可能存在较高的负荷不稳定或电费支付违约的风险，更多开发商选择收益与风险都较低的“全额上网”项目。分布式发电市场化交易打通了分布式电源区域销售的渠道，为分布式光伏、分散式风电奠定了更好的消纳基础，提高了项目收益以及收取电费的保障性。分布式市场化交易将推动大量间歇可再生能源接入配电网，从电量就地消纳以及提高区域电网稳定性角度会提高对储能的需求，带动储能的发展与推广。

加快储能参与的电力市场化进程

通过加快各区域和地方现货市场、辅助服务市场建设，在市场规则相对完善区域试点示范联合和独立储能电站建设，挖掘储能商业化价值并完善市场规则，推进发电侧、电网侧乃至用户侧储能发展。

长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能技术真正发挥优势的舞台。储能技术作为优质的电力和电量的“搬运工”，特别是在其逐步成熟和规模化应用的过程中，可在一定程度上解决电能不能大规模存储的问题。调频调峰等辅助服务能更充分地利用储能的灵活性特点，是储能实现应用价值的理想领域。辅助服务市场是储能发展的重要载体，储能参与辅助服务市场也能够有效提升电力系统的运行效率。

一是继续推进辅助服务市场的建设，完成从定价补偿到市场竞争的过渡。对提供辅助服务的发电机组给予一定的经济补偿始于2006年“两个细则”的发布，其对规范发电机组并网运行、补偿辅助服务成本、促进电力系统安全稳定运行发挥了积极作用。但是，随着电力系统不断发展、新能源规模持续增长、市场建设工作不断深化，“两个细则”这种通过规则明确补偿力度的机制难以反映辅助服务不断变化的市场价值，需要尽快落实市场化的交易规则，进一步发挥市场配置资源的决定性作用，实现辅助服务的价格发现，通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。推动试点市场发展，加速形成成熟市场机制的示范效应，增强市场信心，调动发电、电网、储能企业和需求侧资源参与市场的积极性。

全国范围内，山西最早开始尝试报价方式。2017年10月份，山西能监办印发《山西电力调频辅助服务市场运营细则》，辅助服务市场试运行也在10月份启动。此后，全国各省陆续出台相对灵活的辅助服务区间报价规则。2017年山西有3个火储联合调频项目。2018年区域市场从华北电网向蒙西电网、南方电网扩散，全国已建、在建和中标的项目已经达到20个以上，投资主体和利益分成模式日趋多元。

当前“两个细则”还不能完全退出，而是应该不断适应电网和发电的发展和变化进行调整和完善，逐步从补偿机制向竞争性辅助服务市场过渡。短期内靠“两个细则”按市场付费的补偿政策机制给与储能收益，长期来看无缝对接未来现货市场、辅助服务市场。

二是扩大市场规模，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。随着新能源装机的增长，电网为了保持稳定性和实时平衡性，调峰和调频需求激增，辅助服务市场必然需要更多、更优质的辅助服务提供主体，扩大辅助服务市场的规模与影响。电力市场需要突破原有辅助服务补偿和分摊都在发电企业内部流通的局限性，构建公平交易平台后，势必会有更多元、更先进的辅助服务技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。

2015年3月下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)中明确提出“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。”用户侧参与辅助服务，可以与电力需求侧响应的要求目的相挂钩，不仅从负荷角度参与调峰，还可以挖掘用户侧安装储能的积极性和经济性，形成电力用户辅助服务价格机制。

三是电网侧独立储能电站引入多元化投资，形成开放性市场。目前全国已有新疆、甘肃、宁夏、广东等多省份明确鼓励建设电储能设施、以第三方参与电力辅助服务并分摊相应的补偿费用。但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定。在实际操作中，还有不少困难。

江苏镇江101兆瓦/202兆瓦时项目、河南电网100兆瓦/100兆瓦时项目等为独立储能电站的接入、调度、运营起到了很好的示范作用。这类储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方，负责项目整体建设和运营。作为开放的市场而言，还需要引入其他的开发商来参与其中，设计市场化机制以确保所有市场主体能够获得公平的待遇。

四是因地制宜，充分利用各地不同的市场规则。我国各个区域、省份的先天资源不同，各种能源配置比例、电网结构、负荷分布和特性不同，所表现出的对辅助服务种类和数量的需求也不同。

从2018年上半年电力辅助服务的数据看：东北、西北区域调峰补偿力度最大，西北、华北区域调频（西北区域调频为AGC加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿力度最大，西北、南方区域备用补偿力度最大（如图1所示）。


目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等17个省份或区域发布了针对电力辅助服务市场运营规则的政策，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频。各区域、各省制定的辅助服务规则有所差异，对储能的配置要求也不尽相同。储能装置的配置与功能要与当地的辅助服务规则相匹配。

加速国家、行业标准出台，建立评价体系

由于相关技术标准的缺失，储能装置在生产和应用各个环节，如储能装置的制造、招投标、监造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便，需要进一步加快相关规划设计类、设备及试验类、施工及验收类、并网及检测类、运行与维护类等国家标准、行业标准的出台，指导和规范我国储能的发展。

同时由于各种储能技术的物理结构、化学组成、电压、电流输出特性以及能量转换接口均不相同，导致不同储能技术的能量转换途径、转换效率、存储规模、技术适用性都不尽相同。对于各种储能技术需要有完善的储能产品性能、安全性等检测评价认证标准，建立国家级储能检测认证机构，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管。

持续推进储能技术创新

储能商业模式的拓展，盈利能力的提升，不仅要向外更深层次挖掘商业价值，同时要向内寻求技术的更进一步。

技术进步促进成本下降。储能成本下降主要依靠两个方面：一是储能技术本身的发展，技术创新将继续促进储能系统性能、成熟度、规模的提高，将进一步降低储能成本；二是储能产业的发展，使储能产品生产过程的标准化、智能化和规模化进一步提高，特别是产业发展的规模效应将显著降低储能产品的成本。

2018年中国科协发布的12个领域60个重大科学问题和工程技术难题中，高效、长寿命、低成本电化学电力储能技术位列其中。

技术进步提升储能系统安全。储能目前最大的问题是安全，技术上的不足会使储能系统安全面临诸多挑战。例如，在调频过程中，大功率充放电对电池寿命的影响、频繁充放对电池剩余电量的影响等，都会导致调度失控，进而使其难以实现二次甚至一次调频。

安全问题需要我们在材料选择、系统设计、控制策略、生产工艺、现场布置、施工安装等多个环节上通过技术手段加以提升。

以需求拉动供给，提高性价比，获得规模效益

由于电化学储能在电力系统的商业模式尚未健全，储能用电池仍以动力电池为主，如前面所述，两者性能上存在不少差异，如果小批量，尚可借用动力电池流水线，通过调整配方或工艺的方式满足储能电池要求，这样肯定缺乏规模经济性。因此，一旦市场需求稳定持续，呈现以销定产的局面，用于电力系统的专用储能电池规模量产以后，无论是性价比还是成本都将进入健康良性的轨道。

结 语

在技术进步、需求增长、政策支持等多重因素共同影响下，我国当前电化学储能应用快速发展且已初具规模。面向未来，可以预见，依靠电化学储能技术安全性、稳定性、高效性的提升，依靠相关行业、安全标准逐渐完善，依靠产业政策和技术路线的日益细化，依靠行业市场化程度的稳步提高，依靠现货市场建立、辅助服务市场开放和综合能源服务繁荣，电力的商品本质将得以还原，储能的系统价值将得以精准兑现，储能在电力系统中将发挥更关键的作用，并呈现更加迅猛的增长态势。

原标题:电化学储能应用现状及对策研究