11月23日“2017中国储能产业发展峰会”在北京举行。
国家发展和改革委员会能源研究院专家熊华文教授出席会议并作演讲。熊教授在演讲中表示，2016年全球储能规模大概是170GW，传统的抽水蓄能占到了96%-97%，电化学储能还是锂离子电池为主，2030年左右的电池成本有可能在现有的基础上下降30%-40%，政策方面国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助不是说完全不可能，但这是小概率事件。
以下为发言实录：
熊华文：非常高兴和大家探讨关于储能方面的现状、潜力、障碍和未来的建议。本来节能是我的专业，不用稿子我都可以讲，但后来考虑到大会的主题和组委会的相关安排，所以换成了储能这个话题和大家探讨。需要说明的是，我对这方面的研究不深，如果有不正确的地方请大家多多批评指正。
2017年是我们储能产业的历史上值得纪念的一年，国家发改委和能源局出台了《储能技术和产业发展的指导意见》，搞储能的人应该都非常清楚，现在的储能为什么这么热?应该说和未来我们的发展，尤其是能源系统的发展变化方向密切相关。什么情况下储能最有价值?主要有三个重要的点：
未来我们的能源系统是要向低碳化方向发展，意味着高比例的可再生能源，高比例可再生能源的消纳目前确实是各界，不管是能源生产界还是电网，或者是对各级政府都是非常大的问题，大家肯定也非常清楚储能是解决高比例可再生能源消纳的重要途径。其次是能够提供非常灵活有效的电力系统，包括电网系统的可靠性。
电力系统的灵活性和可靠性的具体实现途径来看，最前端的系统运行、市场机制的设计到后面的负荷管理、灵活发电、电网和储能等等，涵盖了电力系统灵活性资源的各个方面。前面的两个更多的是管理和体制机制的范畴，这是管理层面的事情。中间的虚线的部分实际上就是从技术层面可以提供的，就是对电力系统、灵活性、可靠性，提高电力系统的运营效率能够想出来的技术性办法，负荷端、发电端、电网和储能，储能放在电力系统这个角度来看就是整个电网的重要支撑。
我们在相对高比例的可再生能源的情况下，储能能够给我们的电力系统灵活性、可靠性带来什么作用?实际上加入储能以后，风电的出力更加稳定，整个电力系统的运行峰谷差进一步平滑，所以这是从这两个大的背景条件来看储能潜在的价值。国家发改委和能源局前两个月的文件当中写明了储能真正应用的几个方面，高比例推动可再生能源的消纳、提高电网运行的灵活性和可靠性、能源互联网和区域智慧能源系统也需要储能的介入，这个文件对储能产业的定位就是我们未来能源革命的一个重要的支撑点，就是从战略定位上明确了储能未来的发展方向和前景。
这张图显示了整个系统的角度来看我们储能到底有什么样的系统价值，我们可以减少发电能量，同时可以干扰弃风弃光，相对应地可以避免输电的投资、配电的投资，同样可以提供低成本的辅助服务、调风调频，终端通过加入储能系统，我们可以降低容量电费，同时实现分时电价的套利，最后可以降低我们终端的用电成本，这是从整个系统的角度对储能进行价值分析。既然储能有这么大的价值、有这么多的好处，为什么储能产业目前来看大部分应用还是处于微利甚至亏本?少部分的微利是因为系统的价值在现有的市场价值和各种价格体系当中没有得到很好的体现。
今天我们探讨的电化储能可能是技术储能当中的一种形式，不能说储能就是电化储能。从储能的各种技术路线来看，大致有这样几个分类：物理储能可以说是当前我们应用最广泛、最传统的一种储能方式，最具代表性的就是抽水蓄能。还有电化学储能和储热，电力系统当中应用得不多，但是从能源消费端搞蓄冷蓄热，这个方面应该说是一种非常成熟的、低成本的储能措施，但是直接和新一代的电力系统发展方向相比可能相对结合得少一点。储氢也是现在的一个重要的储能方向，下面我还会介绍关于储氢与储能之间怎么看待的问题。电动汽车本身也是储能的一种重要的方式，可以通过与电网之间的有序充电、V2G等等，包括废旧电池的回收利用，应该说也是储能产业的一个重要的技术方向。
2016年全球储能规模大概是170GW，传统的抽水蓄能占到了96%-97%，抽水蓄能以外我们的电化学储能应该说又占到了整个其它这部分的50%左右的比重，电化学储能当中按照世界趋势来看还是锂离子电池为主，大概占到了75%，中国基本上也是这样的情况，总的规模是25GW，97%-98%的比重是传统的抽水蓄能，其它的部分也是以电化学储能为主。我们基本上是以锂离子电池储能占到了绝大部分，但是和国外略有区别的地方是，由于产业基础的原因，我们的铅蓄电池在整个电化学储能当中的比重要明显地高于世界平均水平。其它的纳硫电池和铅锌正处于研发示范阶段，距离商业化的应用还是有一定的距离。
这是从2000年到2016年的快速增长，基本上从2011年以后我们的电化学储能产业才开始发展，之前几乎可以忽略不计，从零到一的增速是1000%，这个是起步年份，到了后面几年的年均增速基本上都保持在50%-100%这样的区间，5年之间翻了6倍。
退役电池国内涉及的可能还不是太多，国外关于退役电池的储能也有一些初步的商业化尝试，并没有开展大规模商业化的应用，主要是电动汽车的制造商开展的，比如宝马。这是两种不同的商业模式，但是技术路线都是一样的，就是组件回收和重新集成，用于电网的储能，宝马是直接卖，戴姆勒是做了退役电池储能的运营。为什么要谈到这一点?电动汽车的发展现在应该是如火如荼，真正大规模退役电池的到来至少就是这几年。现在我们就要着手关注退役电池的储能问题，实际上这是一个非常巨大的空间。
影响储能产业发展的有哪些因素?个人把它归结成了三大因素：前两个是技术和成本，这个大家可能心里都很清楚，国家发改委和能源局的文件当中对未来储能产业发展提出了四个目标，叫做低成本、长寿命、高安全性、高能量密度，这些指标未必全面，但是可以概括出未来储能产业要想在这个市场上立足需要追求和努力的目标。目前来看，储能行业面临着最大的三个方面的影响因素：技术问题、成本问题和政策设计下带来的商业模式问题，说到底，能不能快速发展就是这三个方面。
前面两个方面大家还是有比较明确和统一的判断，按照技术进步来看，业界对我们电池的技术进步还是抱有非常乐观的态度，日本综合产业开发机构和我们的汽车工程学会基本上都预测到2030年我们的电池单体能量密度可以达到500W/时/千克，美国能源部预测到2030年单体电池能量密度可以达到800W/时/千克。这是平均单体电池密度的2-3倍，但技术进步的指标有很多，总体上还是比较乐观的。
这几年成本下降得非常快，未来还会继续下降，而且还有非常大的空间。具体的预测数据就不再讲了，但是大家可以掌握一个概念，2030年左右未来的电池成本在现有的基础上下降30%-40%是非常有可能的，这就是对成本下降的总体趋势的判断。下降的区间大家都有不同的认可，但是唯一非常一致的就是未来依然有30%-40%的下降空间和潜力。
储能行业要体现它的价值，但在现有的政策体系下储能的价值其实体现得并不明显，所以未来的政策是影响储能行业发展的一个重要的因素。现在国际上对储能行业的发展都有哪些政策?归结起来基本上就是市场结构设计，就是不给钱，但是给政策，另一个是直接给钱的。
美国是搞市场结构设计的一个典型代表，通过市场化的结构设计推动储能行业发展，形成相应的商业模式，并且能够获得合理的经济回报。比较典型的是美国能源监管委员会关于储能参与电力市场辅助服务的法律，应该说给予了储能在电力市场辅助服务方面明确了它的重要地位，同时也是给它创造了巨大的市场空间。加州的主要是可再生能源比例的配额制，也是对所有电网运营公司提出了储能提高高比例可再生能源强制性配额明确的采购目标，可再生能源必然是需要相对规模的储能系统在电网当中进行配套。
大家可能都在探讨国内会不会对储能行业出台大规模的政策补贴?我是行业外的人士，不是消息灵敏人士，但是据我个人判断，国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助不是说完全不可能，但这是小概率事件。现在储能的政策空间是什么?基本上就是峰谷价差，做得好少亏一点，做得不好缺口可能还比较大。其次是电力市场辅助服务，当然是以辅助服务为代表的、参与电力市场的一些商业模式，包括电力需求产业，这是目前在现有空间下可以琢磨的，其它的就是点对点的示范项目。
这个不是普惠型的支持政策，比如现在搞了多轮互补的示范、偏远地区和海岛的风光互补，单从系统的角度还仅限于示范项目的层次，并不是面上的整个大的政策。国家大的支持政策实际上不那么直接、不那么明显，未来的政策创造需要靠什么?需要靠我们电力体制改革进程的推进，只有随着进程的推进，我们储能的市场空间才会进一步显著扩大。
商业模式是决定储能能不能赚钱、或者能不能亏得少一点的重要影响因素，目前比较成熟的基本就是峰谷价差、二次调频、可再生能源和发电并网，基本上就是这三个途径。现在行业内对这三个商业模式应该是有这样一种判断和认识，就是基本上峰谷价差这种商业模式是覆盖不了成本的，但是做得好的话也许能少亏一点，未来如果差的区间更大的话有可能覆盖一部分，但是我个人认为这种商业模式不是储能真正应用的主要场景。
按照目前的运营情况来看，虽然更多的是示范性项目，但在安全性、可靠性、灵活性和迅速响应方面已经可以证明是可行的，可以说它的重要的历史功绩是值得铭记的，至少给我们电力指出了这样一条路，就是储能参与电力系统的辅助服务，安全性和可靠性上是没有问题的，这是一个重要的成就。现在随着技术成本的降低，部分示范项目当中火电厂的储能配合电网辅助服务，应该是可以做到保本的。目前从现有的政策框架来看盈利的水平应该说不是特别令人满意，基本上还是从社会价值，比如减少弃风弃光，推动可再生能源消化的角度是有意义的，但是从纯粹经济帐来算，目前确实是算不过来。
京津唐地区到未来2030年这样的电力系统，通过应用储能能够给我们的电力系统带来什么样的价值?这是一天的运行曲线，无储能和有储能的情况下最显著的特点是两个方面：可再生能源的出力明显平稳，煤电、天然气和热电联产这些传统机组的出力明显更加平稳，所以这是应用储能以后对电力系统改善的情况。促进传统机组平稳出力，推动新能源大规模的消纳。
储能的价值在现有的政策框架下确实体现得不够，所以导致储能老是觉得好，但总是亏钱、算不过来帐，我们就把储能相关的技术路线放到了整个系统价值里面评判到底有什么价值。这就说明单体价值和系统价值之间已经出现了脱钩和分离，就像经济学里面常讲的外部性的效益，虽然我给大家做了贡献，但我做的这个贡献最后体现不到收益上。既然收益不能内部化，那么在现有的政策下只能算单体单个的帐，这个经济帐是自然算不过来的。
这是关于电动汽车对我们电力系统的系统价值和单个价值，还有成本之间的比较。按照系统价值的角度，我们的储能系统对电力系统有什么价值呢?比如减少电网投资，减少配电费用，包括减少气电、增加辅助服务等等，一系列的技术是整个储能系统运用以后对整个电力系统大的系统上的提升，绿色的是成本，最后大家可以比一比。按照储能系统的自身投入与创造的系统价值相比性价比是非常高的，节约了成本，空白的柱子相当于储能系统节约的成本，但是这个空白部分节约的成本真的是可以体现到储能上的经济价值吗?这是不对的，要是这样的话储能早就赚钱了。正是因为这些空的柱子是虚拟的价值，是跟整个系统价值相比得出的价值，分布在各个经济主体上的。
我们把储能价值分为能量价值、能量+容量价值和全部价值，储能投资真正能够体现到经济收益上的只是能量价值，或者主要是能量价值，现在能量和容量价值我们体现得都很少，并不是对电力系统优化的系统价值，所以就清楚地说明了我们的储能系统，为什么系统价值很高，但是从经济主体的核算来看它的价值是很低的?经济核算体系是只考虑储能系统的能量价值，投入可能是1%，超出1%的就说明效益是高于投入的。这是针对电动汽车的几个技术路线，目前的能量价值来看是具有正的投入产出比的，其它的投入产出比都在1%以下，那就意味着单纯从能量这个角度，这些储能的技术路线都是亏的，产出是覆盖不了投入的。如果从整个系统价值的角度，我们的投入和产出比就高多了。我们需要通过我们的市场设计、机制设计把我们储能产生的这种系统价值在不同的利益主体之间进行合理的分配，并不是所有的都要分到储能上来，但是现在完全不考虑它的系统价值，只考虑它的能量价值，这种分配机制和格局肯定也是不对的。
刚才还有讲到储氢，同样的投入有不同的储能路线，我们到底是储电还是储氢?如果从转换效率来看，同样是投入天然气，最后出来的电力我们是通过氢的路线还是通过化学电池的路线?目前来看化学电池的转换效率更高，比如从天然气出发还是可再生能源出发。但是从长远来看，以储氢作为核心媒介打通不同能源管网之间建立不同能源网络之间的联系，这应该是整个储能的未来。走路要一步一步地走，我们就是要从电化储能开始向储氢过渡，虽然现在电化储能的效率更高，储氢的效率更低，但关键是储氢能够把各种能源网络进行非常有效的链接，如果连成网络以后所有的各种能源介质最大的特点是稳定、平衡、有安全性，同时也有经济性。这和目前我们发展电化学储能是一点也不矛盾的，这是同一个事物的两个阶段。
储能产业发展面临着一系列的障碍，大致有这样几个方面：首先是对储能界定的问题，实际上这个定位目前在政策层面已经不多了，国家能源局都已经明确了储能系统可以参与电力系统的辅助服务，但是在执行层面确实还是有些障碍。比如电网接入的时候技术标准各个方面可能没有，确确实实还存在很大的接入障碍，目前也就只是示范项目走得比较顺，但是未来大规模推开以后具体怎么定位的问题。因为储能系统在电力系统当中既不是发电设备也不是用电设备，现有的电力规范里面确实是缺乏对它的明确的定位。虽然政策上有定位，但是政策和法律、技术标准还是有区别的，所以虽然有障碍，但障碍还是不大，随着产业的都是可以慢慢克服的。关于市场准入和技术准入的标准、监测认证、项目审批和接入等等障碍，这些是具体执行层面。再就是市场监管，储能怎么和调度规则相统一、相适应、相匹配，如何在辅助服务当中发挥它的价值等等，技术层面实际上还是有一系列的障碍需要摸索。
如果考虑到系统的价值，储能实际上是很便宜的，但是现有的市场格局下是不便宜的，而是成本过高的一种电网调节手段和方式。目前我们正在考虑研发材料上下游入手，法律定位就要明确它的身份，市场准入方面进行完善，具体体现储能的价值和地位。通过参与电力系统的辅助服务，我们可以扩大储能应用的商业模式，通过科学的电力市场进一步体现储能系统价值。实际上这是比较计划调度和市场调度的情况下储能价值的体现程度，具体的竞争性电力市场下面我们储能的系统价值是能够更好地得到体现，经济价值和商业模式也是更加有生命力的。短期内的政策是两部制电价，长期是建立竞争性的电力市场，从而进一步推动储能的价值提升，提高储能项目的经济回报。
嘉宾：刚才您讲到储能未来要有好的商业模式，是不是必须要放在电力系统的改革层面?只有电力系统正常改革市场化了，储能才能有一个比较好的发展?目前对互用储能缺失您是怎么看的?比如分布式光伏现在配储能的比较少，很多储能都是集中在电站方面。
熊华文：您提出的逻辑是，是不是只有市场化建成以后才能建立有效的储能商业模式、才能取得大规模的发展。我觉得电力市场化可以助推储能行业的发展，但并不是唯一的必要条件，并不是没有电力市场就不能发展了，而是我们可能提高得更快。即使现有的市场格局下我们只要选择好市场空间、选择好比较好的商业模式，储能最大的还是成本的问题，但是从需求的急切性来讲，整个系统的角度通过储能削峰填谷、推动电力系统的运行，这个可能是更加迫切的，即使贵一点也是要用的。
嘉宾：由于峰谷差所以导致赚不着钱，储能大规模发展电力市场必须要改革，您认为大概是什么时间?
熊华文：实际上电力市场内部争论都很多，包括建立期货市场还是现货市场，而且据我了解，目前电力市场虽然进程很快，但是遇到了各个方面的阻力，也是我们难以想象的。
嘉宾：电网企业现在是不能明确地投储能设备是吗?
熊华文：可以投的，张家口国网就投了。
嘉宾：他们还是定位在主网的平衡，如果像刚才您讲到的，配电网的投资成本对比，就是配网线路作为削峰填谷或者备用电源，电网企业可以投的话会不会有更大的促进?
熊华文：电力的利益激励并不直接，现在还是算不过来帐的，所以导致投的积极性确实不高。未来如果真的能够算清楚，也是多家的售电主体，电网运营企业是完全有动力去投的，因为提出稳定性和灵活性的话可以降低成本、多增加盈利，但是目前的这种电力体制改革情况下收入体现得非常不明显，所以没有动力。
嘉宾：现在来看利用储能肯定是比较方便的，就是从这个角度来说，如果按照电力市场的改革来说电网企业可能反而不会投，因为只关注大电网的安全，配电网的安全不在考虑范畴。
熊华文：这个确实研究得不太多，至于内部为什么不去干这件事，按照我的了解，配电网加储能设施应该说在技术上还是有一定的障碍，倒不一定是经济问题，因为目前确实还没有这样的示范案例，因为涉及到对电网的影响、电网的可靠运行和安全运行等等，包括接入标准，技术上还是有障碍。初级阶段的应用结果是大电网而不是配电侧，您说的可能是二十年以后主要的应用场景，现在应该说比较明确的。
