在可再生能源大省青海，由中国华能集团清洁能源技术研究院、中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会储能专委会联合主办的“2017发电侧储能技术商业化应用论坛”近期在这里举行。该论坛吸引了包括华能、黄河水电、协鑫新能源、龙源格尔木、鲁能集团等在内的发电集团及可再生能源开发商。

　　华能集团清洁能源技术研究院副院长徐越在会议间隙接受能见App采访，采访中他对储能在几类细分领域商业化突破的可能性进行了分析，指出用户侧的峰谷价差要在7毛以上才能实现盈利、风电上网电价低利用储能消纳不具备经济性、电网侧调频调峰是长远价值需要储能在规模上有所突破，而现阶段储能行业有望借助光伏高上网电价的窗口期推动行业规模拐点出现。

　　华能清洁能源技术研究院副院长徐越

　　以下为整理后的采访实录：

　　记者：华能作为五大发电集团之首，对于发电侧储能的前景怎么看？

　　徐越：电池储能技术针对电网改善电网品质、调频调峰的需求，现在规模上还达不到要求，而可再生能源“三弃”问题值得储能设备厂商关注。尤其在青海，目前光伏是青海全网第二大电源，且缺口还很大。局部地区目前光伏的上网电价比较高，存储光伏发电高峰时多发出的电，在适当的时间反送至电网产生效益，这是激励储能设备厂商参与进来的源动力。

　　华能清能院是华能集团公司直属的清洁能源技术研发机构，我们设有专门的储能研究所，主要从事各种形式电池的测试、储能形式的经济性评价、光储电站建设及针对“三弃”的储能可行性研究，给集团战略层面的储能布局提供依据。除了电池这种电到电的技术，我们也在关注更广义的包括可再生能源制氢及太阳能储热技术。我们正在青海格尔木建设一期3.5MWh的分布式直流侧光伏储能示范项目，包含铅炭电池、磷酸铁锂电池等多种储能电池类型，并采用了清能院自主开发的光储管理系统。从我们前期的模型计算、测试以及项目示范来看，储能的前景是比较好的。

　　记者：光伏的上网补贴正在逐年下降，对于仅提供弃光解决方案的储能企业来说，是否意味着收益的不可持续？

　　徐越：这个事情要从政策和技术两方面来谈。首先光伏电价逐渐萎缩是趋势，现在风电的电价比较低，就不适合配置储能。所以我们现在也主要瞄准上得比较早的那些光伏电厂，电价比较高，另外弃光比例比较大的区域也可以通过储能回收一部分。但项目规模到一定程度的时候，例如我们现在正在规划一个更大的20MWh的光储项目，就涉及到要争取相应的政策机制支持了，包括项目申请、并网流程、电价等补偿机制，对方比如政府、电网要给你什么支持、依据是什么，这些只有通过前期的试验、示范跑过一遍了，摸清双方的需求之后才能定下来。

　　另外从技术层面，不排除将来可能有新的技术、新的成本底线，使得眼前看来可能不会有效益的弃电回收产生效益了。当然我们不能等这个拐点去出现，对于储能厂商来说，眼前还是一步步来，在储能其它支持性细则还没出台的情况下，瞄准光储这块有回报的市场，先把储能系统的效率提升上来。现在电池企业之所以愿意在发电侧投入，是隐含了对电池成本下降曲线的考虑和期望值的，发电侧的用户规模普遍较大，把这块市场做起来，对于成本下降肯定是很有帮助的。随着电动汽车补贴的退坡，原本靠电动大巴消化的电池产能也要找到新的出口。

　　记者：储能指导意见对于整个储能行业的商业化有哪些促进意义？

　　徐越：储能意见是一个纲领性的文件，最大的作用在于引导，引导企业包括发电厂、设备制造厂投入资金、技术、人力，进而促进储能技术的发展甚至是领先，以及成本的下降。

　　尽管用户侧的项目增长比较快，但电池成本降得还是相对较慢，再加上整个电池系统的造价、电池循环寿命的预期，从收益上来讲，峰谷价差也要达到一定程度比如谷电3毛钱、峰电1块钱才会有收益。所以我还没有听到有靠用户侧削峰填谷盈利的。

　　后续应该会有一些细则出台。目前电网侧储能之所以发展比较快，抽水蓄能容量已经位居世界首位，关键在于电网可以自己来平衡电价。但是在发电侧，上网电价是定死的，如果要发展储能就需要为储能争取额外的补偿机制，比方储能电站的电价，或类似电动汽车领域对电池的补贴，或对整个储能电站进行建设补贴，包括未来储能规模壮大了，光伏电站能参与调频调峰了，这时候电网针对调频调峰的相应激励政策是否能纳入储能，都是需要进行深度细致研究的。

　　记者：从你们目前的项目经验和技术研究来看，哪种储能技术的潜力会比较大？

　　徐越：从技术层面来说都在发展，因为各有各的优势。铅炭电池有它成本的优势，充放强度有一定的限制，但也在提升。锂电充放速度快，另外放电的强度、次数都要好一些，但是造价高。目前也没有一个绝对的哪一个好或哪一个不好，都在发展，最终还是看市场的认可吧。

　　另外储能技术也面临着一些外部的竞争。在国家层面的可再生能源规划中，目前水电的经济性是最好的。青海的水电装机是最大的，截至2016年底，水电装机占青海全网50.8%，水电的缺口甚至更大，国家能源局在《水电发展“十三五”规划》中指出，2020年水电总装机容量将达到3.8亿千瓦。解决水电消纳的问题也十分关键，如果存起来就面临着怎么去产生收益的问题。根据我们的测算，水电制氢的量能够满足大规模消纳弃风弃光弃水的需求，因此氢也是我们比较关注的一个领域。制出来的氢气将来可以加入天然气管网进行消纳，还可以和当前国家新能源汽车产业战略相结合，我们现在已经和北京冬奥会合作开展了一些氢燃料电池大巴项目。但这个总体牵涉到基础设施的布局，包括加氢站、制氢站等，也还处于探索阶段。

　　技术都在发展，每个企业都在做自己熟悉的领域，有可能突然出现某种技术将现在还处于摇篮中的技术扼杀掉，这是很有可能的。包括在太阳能这块，光热和光伏两者都在发展。光伏前期发展得相对快一些，但光热目前也有20个示范项目在布局了，因为光热有它的相对优势，它像常规发电一样，电的品质很高，又可以调峰，另外也可以通过储能实现24小时永续运行，提供稳定电源。但是现在因为处于发展前期，成本相对比较高。光伏也在发展，光伏原来的缺点就是白天有、晚上没有，要是存起来成本就更高了，但是光伏本身造价在下降，另外电池的价格也在下降，到全部可以存起来的时候，且成本比光热要低或可以竞争的话，光热就没有这个空间了，可能就会错过这个窗口期了，窗口期可能就这两年。