6月和7月，正直江南一带梅雨季节，潮湿闷热的天气让正面临行业发展十字路口的储能产业圈内人士更觉得压抑。在此背景下，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇、中科院电工研究所储能课题组组长陈永翀、中国能源建设集团广东省电力设计研究院设计总工程师楚攀等一行专家团队，“赶场”于30多家储能产业链企业，针对企业目前储能业务发展现状、行业所面临的实际问题等进行了一轮“摸底”式调研。

　　上证报记者随行参与了江浙沪一带储能产业链上近10家企业的调研，通过接触公司高层、参观工厂生产线等，关注到当下企业在储能技术路线上的研究方向、对储能补贴的想法、在商业模式上的探索，以及动力电池未来在储能领域的应用等热点问题。

　　政策支持之盼

　　在储能产业发展的初期，补贴无异于甘霖之于干旱之地，但由于储能的技术路线千差万别，导致补贴政策短期内难以出台。“企业需要补贴，真的希望国家有点补贴来促进行业的发展，相应的补贴也有助于鼓励大企业做一些规模化的项目。同时，希望储能补贴出台后对企业的发展会有积极的一面，而不是所有人一窝蜂往上冲，出现趋利性的一面。”协鑫集成储能系统事业部总裁陈德荣坦言。

　　补贴政策虽尚只闻楼梯响，但行业龙头企业储能项目的建设却耽搁不起。据协鑫方面介绍，今年6月份，公司与上海西恩迪蓄电池有限公司在徐州签署战略合作协议，双方将在适用于储能发电侧和用电侧使用的铅碳电池领域强强联手。此外，协鑫智慧能源承建的江苏省10MWh储能电站示范项目也在加速建设中。据介绍，该分布式储能示范项目是目前江苏省最大的商业化锂电池示范项目，主要采用10MWh锂电、9串3并组成模块方式、被动均衡管理技术，计划于今年7月投运，届时将实现就地、远方双重监控，监控手段包括手机APP、网页WEB等多种形式，储能电站的运行状态和数据实时可视，可实现无人值守。

　　“储能的未来将保持稳定增长的态势，前景非常广阔。协鑫一直主动顺应终端市场需求，加大对储能技术的研发投入和产业布局力度，构建新型商业模式，通过储能全面打通能源互联‘最后一公里’。”陈德荣表示。

　　按计划，协鑫集成拟在2017年至2019年这三年内完成分布式综合能源系统集成业务累计达到5GW规模。据预计，年均户用系统覆盖6万户家庭，区域代理加盟商达到2000个以上，基本覆盖主要发展区域，实现累计代理销售20万套以上。

　　针对类似协鑫这样的行业先行者，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇建议：“从这次调研结果看，我国部分储能技术积累与解决方案已达到或领先世界水平，一些领先企业已开始积极布局开展一些典型的、具有实际应用意义的储能商业化项目。我们要在高安全性基础上充分做好产品结构优化，无论集中式储能电站还是分布式电站，都要充分积累项目关键运行数据和运行经验，为国家做好顶层设计和相关支持性政策提供充分依据。”

　　刘勇表示：“作为全球最大的储能应用市场，借鉴国际已有储能产业政策，建立与我国国情和市场机制相适应的储能支持政策，将显得尤为迫切。6月上旬，我会已将支持储能产业价格政策机制建议提交给国家相关主管部门。”

　　商业化模式之问

　　对于商业化模式的探索，不少储能企业选择了“摸着石头过河”。

　　作为国内储能领域龙头企业之一，南都电源今年以来在储能领域动作不断。7月4日，公司宣布拟与多方共同成立储能合伙企业，一期募集资金总规模为20亿元，主要投资于国内外商用储能电站项目。公司表示，通过参与构筑金融平台，将拉动更多社会资金参与储能电站投资，从而加速公司“投资+运营”储能商用拓展进程。

　　南都此举证明其商业模式已逐步为社会资本所认同。毫无疑问，实现储能的商业化运营是推动整个储能产业发展的动力之一。储能产业的盈利模式主要是峰、谷电价差价，而目前该差价以及建设电站、储能电池的成本，都不足以让储能项目盈利。

　　在本次调研中，华电电科院分布式能源技术部主任周宇昊与中科院电工研究所储能课题组组长陈永翀在探讨储能商业模式时指出，目前国内与国外存在着电价倒挂的情况，国内居民电价相对较低，导致户用储能在商业化运营上存在一定的难度。

　　“在电力系统发、输、配、用四个环节中，储能进入前三个环节还存在一定难度，目前最有商业化前景的是在用户侧。如果缺乏顶层设计，未来储能在发、输、配环节难以有竞争优势。不过，目前电力体制改革正在向前推进，一旦市场放开，将会出现大量机会，企业必须从现在开始就做好产品和技术储备，从而更有机会赢得未来的市场。”天能集团技术中心总监侯国友表示

　　科华恒盛新能源产品总监林金水与侯国友的观点一致，其认为，结合电力体制改革进程，未来输电配电领域储能应用的规模最大，前景最广阔。而目前用户侧储能最接近商业化，但单纯削峰填谷收益还较为一般，需要考虑综合套利，企业才可以在一定程度上降低成本，提高收益。

　　记者注意到，青海省发改委日前印发的青海省2017年度风电开发建设方案明确，列入青海省2017年度风电开发建设方案项目共43个，规模330万千瓦时。各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。在业内人士看来，这一举措在全国尚属首见，对储能产业的发展有着一定的意义。

　　分析人士指出，由于风电与光伏的电力输出存在较大的波动性与随机性，给电力系统的平衡带来了部分困难，储能在电源侧的应用有助于降低风电、光伏发电功率的波动。但由于在实际应用中，储能的商业化还面临着一些实际问题，因而此次青海“风电+储能”的建设方案是储能未来商业化应用的一种尝试与探索。

　　梯次利用之辩

　　业内专家和企业热辩的另一个焦点问题是，随着电动汽车生产销售的爆发式增长，电动汽车锂电池的回收处理和梯次利用亟待解决。

　　据预计，到2020年，全国电动汽车产量将达到200万辆，动力电池电量将到达100GWh。目前电动汽车电池实际使用年限一般在5年至8年，即2013年投运的电动汽车，现已逐步进入退役期。到2025年，退役的动力电池总量将达到100GWh。

　　从理论上来说，电动汽车所用的锂电池报废后，其低于标称容量80%的容量可以再利用或者梯次利用，这意味着电动汽车“退役”的电池组对于比能量要求不高的储能应用来说，仍具有较大的梯次利用价值。

　　不过，天能集团技术中心总监侯国友认为动力电池梯次利用并不具备可行性。他进一步表示，电动车上的电池在循环寿命到期后替换下来面临三个问题：第一，整车厂需要把电动车上的锂电池包拆下来；第二，拆解下来后面临筛选的问题，如果拆单体则面临较高的人工成本，比新建成本还要高；第三，电池拆开后需要进行容量筛选，筛选完后再组装电池，这几步下来所花费的成本与新电池的成本所差无几。

　　针对上述问题，高特电子总经理徐剑虹称，公司从BMS技术入手，通过模组级的电池管理模块成组方式，解决对电池模组内单体电芯及电池模组性能的准确诊断，使电动汽车电池PACK在梯次利用时只需要拆解到电池模组，而不必拆解到单体电芯。这样，就解决了退役电池PACK拆解、测试的问题。另外，由于模组中已经集成了电池管理系统，电池重组时不需要再加储能用BMS，省却了梯次利用BMS采购和再次成组的成本，这也使得储能商业运营盈利成为可能。

　　由于动力电池梯次利用仍然处于技术验证和项目示范阶段，因此目前还没有专门从事梯次利用业务的企业。刘勇认为，随着电动汽车使用的时间增加，以及动力电池逐渐进入退役报废阶段，电动汽车企业、动力电池企业、废旧电池回收企业、储能系统集成商将通过各种方式开展示范项目工作。

(新闻来源：上海证券报 王莉雯)