纵观国际储能市场，政策支持和激励是储能得以快速发展的重要推动力。在市场还不完善的时期，储能确实还需要“看得见的手”进行富有前瞻性的计划以及合理的激励手段来培育市场。
行业咨询机构伍德麦肯兹调查数据显示，美国储能市场第三季度创下历史新高，共部署100.7MW/264.6MWh的储能系统；欧洲户用光伏储能系统正在接近电网平价，预计最快在2021年，家庭发电成本将低于从电网购电的成本；据彭博新能源财经分析，2019年澳大利亚有超过7万户家庭安装储能电池，户用储能电池市场占全球比重近30%……
海外储能市场平稳推进，与国内储能行业遭遇寒冬形成鲜明对比，原因何在？海外储能运行机制对我国储能商业化进程有何借鉴之处？
政策支持和激励
是储能发展的重要推动力
中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计显示，2019年1-9月，全球新增投运电化学储能项目装机规模972.9MW，其中，韩国、中国、英国、美国、澳大利亚、德国、日本七国的装机规模合计占全球新增总规模的近94%。
纵观国际储能市场，政策支持和激励是储能得以快速发展的重要推动力。“国外针对储能产业发展的各类政策很多，总结来说大约有四类，分别为研发支持资金、用户侧储能的补贴、典型项目支持资金、公用事业的采购目标。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出。
以美国为例，2019年，美国国会提出一系列法案，为储能系统开发和部署提供支持，《更好的储能技术法案》为储能技术研发提供5年资助，《促进电网储能法》重点推进储能与家庭和企业中的太阳能发电系统配套部署。2018年，美国联邦能源管理委员会发布841法令，要求各个区域配网运营商调整市场规则，允许储能系统为电力批发市场提供其全部功能。税收方面，2016年，美国储能协会向美国参议院提交投资税收减免法案，明确先进储能技术可以申请投资税收减免，且可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。补贴方面，自2011年起，储能被纳入自发电激励计划（SGIP）的支持范围，最新修订的SGIP补贴计划综合考虑规划容量完成情况、储能成本下降程度、项目经济性核算等因素，按照储能项目装机电量进行补贴。
得益于持续的税收优惠和补贴鼓励，美国储能项目全面参与电力市场，为电网及用户提供各种服务。“2017-2018年，美国部署的储能系统装机容量翻了一番，2019年增长约50%，预计到2020年，储能行业将增长三倍。在不久的将来，所有公用事业公司都将在其电网中增加储能部署。”美国储能协会首席执行官Speakes-Backman表示。
在澳大利亚，越来越多的住宅电池补贴计划被纳入州和地区的能源政策。2018年，南澳州政府引入家用电池计划，以低息贷款或返还款的形式帮助住宅用户购买户用光伏系统所需电池或匹配电池容量所需光伏组件。
日本政府除了对户用储能提供补贴，在新能源市场的政策导向上也十分积极，包括要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池以稳定电力输出，要求电网公司在输电网上安装电池以稳定频率等。
成熟的电力市场
是储能规模化发展的关键
“政策之外，国外成熟的电力市场对储能项目发展是一个很好的支持。”俞振华表示，储能要大规模发展和应用，离不开成熟的电力市场。如果电力实现自由交易、电价由市场决定，辅助服务市场逐步完善，储能应用最恰当的商业模式就会自然而然地出现。
中关村储能产业技术联盟研究经理郭凡进一步指出，储能不是单一的发电资源，而是一种服务载体，其服务价值将通过平抑间歇性电源和负荷之间的时间不平衡得到真正的体现，并通过市场化的定价机制获得回报。
在电力综合服务领域，欧美都有成熟的商业模式。以德国为例。行业咨询机构伍德麦肯兹分析认为，德国在户用储能领域领先全球，其市场结构、逐渐消失的上网电价等为早期的市场环境创造了有利条件。
记者了解到，早在2013年，德国就设立了光伏储能补贴政策支持计划，并历经多次调整和修改。根据最新补贴办法，自2017年7月1日起，补贴金将按计划从支持投资总额的19%减至16%，当年10月1日起再削减3%，2018年起整体降至10%。大规模保障性补贴推动了德国新能源产业的超常规发展，同时也大幅推高了电价。快速下降的储能成本、逐年降低的光伏上网补贴电价、不断攀升的居民零售电价及持续的户用储能安装补贴等因素，推动着德国户用光储市场的发展，自发自用也成为用户的必然选择。CNESA数据显示，截至2019年9月，德国部署了近15万个家庭储能系统，储能容量约为1GWh。
同时，从海外电力市场发展来看，优秀的储能系统集成商在电力系统中扮演着越来越重要的角色。系统集成涉及电化学、电力电子、电力调度等多个行业的跨界融合，不同应用场景下，电芯选型、系统控制策略都不尽相同，进入门槛并不低。业内人士表示，国内系统集成大多还处于粗放式的“组装机”阶段，能实现一体化集成与服务的厂家屈指可数。
我国储能现阶段
仍需调整顶层设计和市场规则
“国内市场化改革中，现货市场、偏差考核、各类辅助服务市场尚未真正建立起来，试点地区在实施细则方面受限于平衡传统能源参与方，对储能的替代效益缺乏广泛的认同和支持。”俞振华认为，鉴于国内现状，首先应该培育一批能够支持储能参与辅助服务的主体，建立公平竞争的市场机制，未来现货交易规则应该体现资金从需求方传导，实现合理的辅助服务市场空间，根据“按效果付费”的原则支持储能参与市场竞争。
郭凡指出，除了自身技术进步，储能的发展必须依靠于电力能源体系改革推动的力度。在市场还不完善的时期，储能确实还需要“看得见的手”进行富有前瞻性的计划以及合理的激励手段来培育市场，随着市场的不断完善，电的商品属性通过更加准确合理的价格形成机制确定，再由“看不见的手”实现资源的合理配置。
“并不是所有的政府激励方案都适合我国国情。以用户侧为例，储能电池、PCS等硬件成本正在快速下降，但用户侧储能项目设计、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。用户侧储能应用环境复杂，加之相关标准尚不清晰，导致项目的可复制性低，非技术环节的降本难度大。因此，除继续降低硬件成本外，如果能在诸如充电费率、税收、场地租赁的环节给予一定程度的优惠，同样会对项目经济性有实质的帮助。”结合具体场景，郭凡提出了针对性建议。他表示，电力市场逐渐走向成熟必将是一个艰辛的、需要通过不断迭代、试错的循环发展过程，需要政府层面、运营商、设备厂商等不同参与者贡献更多智慧去实现。
来源：中国能源报
