儲能在分布式能源中扮演重要角色的同時，依然存在成本較高、補貼標準難統一等問題，其經濟性沒有得到相應提高。

在我國能源轉型的大背景下，“分布式能源+儲能”的模式逐漸受到廣泛重視。然而記者近日在2018分布式能源發展與企業綜合能源服務轉型論壇上了解到，儲能雖然在風電和光伏等分布式能源領域提高電力系統靈活性存在較大潛力，但目前仍存在成本較高的問題，商業模式尚待成熟，并在統一補貼標準方面存在困難。

儲能可改善電力系統靈活性

據了解，分布式能源是相對于集中供應能源而言，可獨立運行，也可以并網運行，具有整體能源利用效率較高、損耗較少、供需端距離近、污染較小、運行靈活等特點。

電力規劃設計總院能源研究所戰略規劃處處長徐東杰介紹，我國較多的分布式能源是風電和光伏，但是電力消納問題成為制約可再生能源發展的關鍵因素。“可再生能源利用能力下降，整體盈利能力下降，‘棄風、棄光、棄水’這‘三棄’的原因和電源結構、電網調峰能力、裝機規模和布局、電網輸送條件密切相關。”徐東杰表示。

徐東杰進一步分析，隨著分布式能源的發展，電力系統調節的靈活性逐漸暴露了短板。可再生能源和分布式能源使火電企業受到較大沖擊，很多火電企業開機少，調節能力下降，導致電網靈活性降低，部分地區還出現了較為嚴重的“棄風”、“棄光”、“棄水”問題，特別是甘肅、新疆、內蒙古等省區。

徐東杰認為，要增加系統的靈活性，在電網側、電源側和負荷側都要采取措施。例如建立需求側響應，或通過峰谷差價鼓勵終端儲能等新興產業的發展。“以前儲能在負荷側和電源側發展較快，而從近期發展形勢來看，電網側發展速度正不斷提升。無論哪一種情況，對于儲能整體行業的推動都是好事。”徐東杰說。

補貼標準難統一

目前，谷峰差價以及輔助服務等盈利手段為大多數儲能企業的首選。但據專家介紹，除了上述兩種方法外，還有其他商業運營模式，國外應用已初具雛形，但中國還不具備與其相匹配的成熟電力市場。

國家能源局從推進發展多能互補集成優化示范工程，到提出“互聯網+智慧能源”指導意見，都體現了國家對于儲能產業的重視。但業內專家表示，目前最大的問題是，在未出臺補貼的情況下，儲能的經濟性難以體現。

徐東杰分析，制約儲能統一補貼的因素首先是儲能技術路線較多，化學儲能、物理儲能等技術路線都沒有占據絕對主導地位，不同的技術路投資差異太較大，無法確定補貼金額。第二是儲能的作用和效果不一，難以統一確定補貼價格。多種原因導致儲能補貼很少能具體到不同地方、不同項目。“短期內出臺儲能補貼難以實現，企業更多依靠商業模式獲利。”徐東杰表示。

此外，記者在會上了解到，儲能的成本也在很大程度上影響著儲能的經濟性。國網能源研究院新能源與統計研究所主任研究員黃碧斌說：“目前市場上對外公開的儲能成本價格約在2000元/千瓦時左右，預計短期內可降到1500元/千瓦時，并有進一步下降的空間和趨勢，儲能在未來應用上會有較廣闊的發展前景。”

華北電力大學能源互聯網研究中心博士后趙云灝認為，光伏最初發展時期成本也很高，隨著不斷的投資和技術迭代，成本下降很快，儲能可能也是類似情況。他建議制定合適的激勵機制，促進新技術的應用。

徐東杰則表示，雖然目前峰谷套利的儲能商業模式在短期內發展前景良好，但若是在未來參與市場競爭，經濟性可能會下降。“這就需要挖掘更多的儲能應用場景，例如發電側和調頻等。”