中国储能网讯：在深圳举办的第六届中美智能电网研讨会上，储能商业模式的探讨被安排在的第二天，但与会者从第一天上午起就迫不及待开始讨论储能技术实现盈利的条件和可能性。目前，中国的分布式储能规模已从2010年时的2.4兆瓦跃升至100兆瓦以上，储能项目从技术示范向商业运行过渡。在业内人士期待储能行业爆发的同时，也有专家态度谨慎，认为分布式储能到2020年都还是培育期，不太可能全面大规模商业运行。

 准商业运行的实践

中国电力科学院电工与新材料研究所所长来小康在研讨会上介绍，从2013年，中国储能领域在积累运行数据的同时开始了一些商业上的尝试，但多数项目的回报的方式都比较特殊。

 国电卧牛石风电场液流电池储能示范电站于2012年投运。风电场装机49.5兆瓦，储能系统规模为5兆瓦/10兆瓦时。储能系统主要用于平抑风电出力波动、跟踪发电计划等，直接受辽宁省电力公司调度中心调度。

 储能站建成后，卧牛石风电场可以得到电网的优先调度，避免了大规模的弃风，提高电费收益。但来小康表示，这只是地方电网给予的临时性政策。

 储能提供调频服务的实践则发生在北京石景山热电厂。睿能世纪与京能集团合作在石景山热电厂建成2兆瓦锂离子电池储能电力调频系统，于2013年挂网运行。该项目以合同能源管理方式实施，储能系统由睿能和北京源深节能技术有限责任公司(隶属于京能集团)共同投资，睿能负责研发、建设和维护，石热电厂主要负责安全运行，收益共享。

 在没有调频电价的情况下，电网采用了按调频效果奖惩的方式。借助于储能系统，石景山热电厂机组调频能力大为提高，可以每月得到1万元奖励。睿能世纪首席执行官牟镠峰曾预估项目可以在5-6年收回成本，但是2015年北京关闭了石景山燃煤热电厂，这套投运一年半的储能调频系统也停止运转。

 深圳宝清储能站是中国建成的首座兆瓦级电池储能站，2011年投运，属于南方电网调峰调频发电公司。储能站采用磷酸铁锂电池技术，在配电侧接入10千伏电网，目前已经投运6兆瓦/18兆瓦时。

 2013年时南方电网调峰调频发电公司与深圳供电局签订合同，约定深圳供电局以租赁的方式使用宝清储能站，租赁费每年2000万元。宝清储能站站长李勇琪在会议中介绍，目前项目已经收回投资约5500万元。

 此外在用户侧，比亚迪在其深圳坪山的工业园建成全球最大用户侧铁电池储能电站，建设容量为 20 MW/40MWh，试图通过峰谷电价差套利、减少增容费等方式获得回报。

 盈利模式思辨

对于电池储能未来的商业模式，南方电网科学研究院陆志刚提出，由于维护的专业性等因素会显著影响电池本身的性能，未来更适合中国的商业模式可能是业主提供地方，由供储能集成商或电池生产商安装储能系统，在工业园区或楼宇做电价差的套利，取得的利益由双方分成。

 中国现有的峰谷电价差还没有达到能让储能产品盈利的程度，储能行业仍在尽力降低成本，提高产品性价比。科陆电子储能事业部技术总监阮海明推算，按照中国目前的峰谷电价差，从全生命周期看储能的度电成本，0.5元是一个拐点。成本降到0.5以下后储能市场将具有生命力。阮海民还表示，目前科陆电子的储能系统的度电成本已经接近0.5元，如果产品能够规模化，盈利将是可以期许的。

 谈及储能行业未来的发展方向，业内人士给出了不同的判断。陆志刚认为，从社会总体利益最大化的角度看，储能应该放在用户侧。因为发电侧所储的电能经过变压、传输，中间的效率损失肯定超过放在用户侧的效率损失。

 而来小康则表达了不同意见。他认为，电力系统之所以需要储能，正是因为可再生能源的发展。在可再生能源发电大规模发展之前，电力系统对储能的需求并不迫切。因此，储能最大的方向是和可再生能源发电相结合。

 但争取政策支持上，储能行业表现出一致的积极。业内人士普遍主张，如果政府能对储能项目给予一定补贴，使其有利可图，储能项目将得到极大的发展。与此同时，电力体制改革也关系到储能产业的未来。储能技术在电力系统中能够发挥调峰、调频、调压等多种功能，尤其调频被认为是离商业化运行最近的技术。但由于中国目前没有调频电价，电力市场辅助服务市场化程度不高，储能技术价值难以被体现和量化。

 陆志刚表示，目前中国在用户端，电能在不同时间有不同的成本，但是中国市场还没有承认，不同质量的电能，应有不同的价格。他希望以后的政策引导，包括电力体制改革，会向这个方向发展，在售电侧，包括在发电侧按照不同时间确定不同的电费。根据电能的不同的质量确定不同的价格，这样储能才会得到真正的商业化规模化的发展。

 国家能源局电力司电网处谭洪江在会场上回应，国家能源局一直在做这方面的工作，对于如何扶持储能行业，目前需要解决的问题是：怎样评判储能在电力系统中的价值。