中国电力报：请问过去一年中国储能市场情况怎么样？
陈海生：过去一年，中国的储能市场增长很快，特别是在用户侧应用发展最快。我们统计，用户侧新增装机规模占2017年新投运电化学储能项目装机的59%，同时在集中式可再生能源并网以及电力辅助服务领域都有所增长。
促进增长的主要动力有3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 “垃圾电”变为可调度的“优质电”，同时，时间上也能与用户负荷需求更匹配，比如把下半夜负荷峰谷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、笔记本等便携式电池。
中国电力报：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，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个兆瓦时的储能电量可以提高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更加平稳，电能质量得到提升。比如说10个兆瓦时的风能或者太阳能，匹配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，特别是在发达省份。比如江苏，江苏做得最早、量也最大。行业现在总体上，峰谷差达7角钱基本上可以收支平衡，峰谷差达7角钱以上就可以实现盈利，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，一是单独核算峰谷电价差套利，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，省下来的利润应该计算进去，这确确实实是储能的价值。
中国电力报：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8~10年左右，不要期待储能行业出现暴利。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，把设备寿命做上去、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。
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，未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。（见习记者 郑徐光）
