亟待构建可行的盈利模式
记者：目前我国储能参与调峰调频项目的进展如何？
张静：6月，国家能源局正式出台的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》如一缕春风，吹开了储能参与调峰调频辅助服务市场的大门，整个产业对未来储能的发展充满了信心。据我们的最新预测，常规场景下，到2020年全国储能技术的累计装机容量将达到14.5吉瓦，该数据含储热却不含抽水蓄能，若按理想场景来看，上述统计将达到24.2吉瓦。利好储能发展政策的出台和市场需求的双重推动，为储能参与调峰调频奠定了基础。目前大连国家级大型化学储能示范项目、二连浩特微网群示范项目等相关项目正在规划和部署中，一些调峰调频储能电站建设运行的新模式也在探讨当中。
记者：刚刚提到了新模式，针对储能参与调峰调频服务新模式的探讨有哪些成果？
张静：在近期召开的“大规模储能配合新能源发电专题研讨会”上，业界达成一致：我国储能在可再生能源发电应用中面临的最主要问题是缺乏盈利模式，导致储能电站运营存在困难。理论上，储能可以实现改善风光电质量、减轻电网压力、参与电力市场提供辅助服务等多重应用价值，但由于目前没有明确的参与机制与结算方式，储能价值难以正确衡量。另外，现阶段安装在风光基地的储能系统，由风光电站负责运营，电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣，导致储能系统与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益才能正确结算，因此对最后付费机制的设定，也造成了一定的困难。
记者：难道就没有相应的对策？
张静：业界都在积极贡献对策。比如国内权威公司就提出了在集中式风光电站区域建设独立电池储能电站的构想，希望通过协调区域内风光电站和储能电站的运行，在目前的成本下最大程度发挥储能电站的价值，帮助解决可再生新能源消纳难题。这个独立储能电站可由电网直接调度，类似于小型抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。它能独立运营，其调节电量容易统计，服务的种类及计量也相对容易，一定程度上简化储能电站的运营难度。独立储能电站要与发电设备彻底分开，在投资界面上主体清晰明确，投资评估的难度会相应降低。同时，也更容易明晰储能本身的价值，政策和补贴的针对性更强。
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