5月18日本报8版刊发《电储能如何破解盈利困局》一文后，引发储能行业强烈反响，陆续有业内人士致电本报，进一步探讨储能行业面临的困境、发展趋势、盈利模式等问题。

在业内人士看来，应明确储能在市场中的身份和价值，建议相关部门做好顶层设计，通过机制让储能获得认可和收益。

（文丨本报记者 苏南）

中间利润被分割

当前，储能行业的发展趋势之一，是越来越多的项目被拥有资金优势和体量优势的企业拿走。以近日安徽8个风储项目EPC中标结果为例，中标者绝大多数为大型企业。

“今年上半年，在风电场配置储能的应用场景中，短短几个月时间，中标价格即由2.15元/Wh降至1.699元/Wh。”万克能源科技有限公司华东区域总经理彭宽宽对记者表示，在储能项目中，设备成本占整个项目成本的70%-80%，工程成本占比较小。由于行业中间利润被分割，只能无限压价供应商，这将可能导致以牺牲产品品质或售后保障为代价。“在储能没有稳定收益的大背景下，储能系统+工程施工分开，或许会有利于储能行业发展。”

如今，储能行业市场竞争，也陷入老套的“价格战”。以电化学储能为例，其技术是“你方唱罢我登场”。在目前我国电池标准不完善的情况下，市场上对储能技术的宣传五花八门，客户难以辨识各种电池技术的区别和优劣，只能选择“循环寿命”或“价格”。“短时间内，价格最具‘杀伤力’，客户往往会选择‘价格’，以至于电化学储能市场鱼龙混杂，甚至出现了劣币驱逐良币的情况。”一位不愿具名的储能销售总经理向记者直言。

彭宽宽并不完全认同“劣币驱逐良币良币”的说法，他认为，反倒是有实力的储能产品经受住了考验，比如比亚迪、阳光电源等产品在市场上获得口碑，扎下了根。“不过，和业内许多做技术的朋友交流，也有销售人员胡乱在市场上夸下海口，让技术人员‘压力山大’的情况。电池产品设计的常识是，并非一款电池产品可以包打天下，需要对特定应用场景做针对性的产品设计。”

政策指导意义较弱

除了对储能行业发展趋势的判断外，业内人士关注最多的还是储能政策。纵观储能行业发展，从用户侧走向电网侧又涌向发电侧，始终难以获得稳定可靠的“独立主体”地位。彭宽宽用“储能只似风前絮，欢也零星，悲也零星”形容当下储能产业处境。其实，近几年推动储能行业发展的政策文件甚多，但仔细梳理不难发现，以宏观指导性、框架性文件居多。

“除了顶层设计不接地气外，各地储能方案流程办理不明，储能业务负责部门划分不清晰，均直接导致储能项目落地时大费周折。”一位不愿具名的业内专家对记者表示，“目前，我国储能行业虽基本形成标准框架，但是，对于储能技术门槛设置较为粗犷，具体场景应用的指导意义显得‘力不从心’。其中最大的一个问题是，储能安全标准尚不完善，亟需国家实验室、研究机构等相关部门尽快界定。”

此外，业内人士认为，地方政策“一刀切”更值得商榷。“目前，我国风光储装机发展不是经济利益驱动，更多的是行政手段。西藏、新疆、青海、内蒙古、江苏、安徽、浙江、湖南、山东等省份出台政策，对按比例配置储能的可再生能源场站给予优先并网、增加发电小时数等激励政策。在各省为储能‘站台’的背景下，很多项目配套储能的目的是中标时可以拥有更多筹码，可享受优先并网。”阳光电源储能销售中心总经理陈志建议，在光储、风储实现平价上网之前，各省是否可以引导储能投资商，不要仅为了中标项目或优先并网而盲目投资储能。

彭宽宽认为，分析历年来各省份新能源配置储能所需比例的文件会发现，有的省份要求配置发电功率的20%，时长2小时；有的省份则要求配置发电功率的5%，时长1小时，差异很大。那么，作为政策规范，各地方是否更应该以调节效果作为考核指标，而不以配置的比例作为硬性要求？

建立经济价值认定机制

从峰谷套利、电厂调频到期望改变“输配电价”疏解成本再到“新能源+储能”，储能行业难以盈利的内在根本因素在于，始终没有建立对储能功能价值认定的经济机制。

彭宽宽认为，要促进储能产业发展，需要向上建立机制、向下寻找场景、向外筹集资金、向内技术创新。政策上，建立起对储能功能价值进行合理经济价值认定的机制。与此同时，带着“放大镜”深挖调峰、调频、调压、需求侧响应、黑启动等场景，将锦上添花的功能转变为特定场景里的“刚需”。

国网调度中心原副总工程师裴哲义也表示，发展储能行业需要深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助辅助以及参与新能源消纳市场交易。

上述业内专家认为，由于目前我国现有辅助服务市场是建立在发电企业间“零和博弈”的基础之上，如果没有合理的机制将价格向电力用户进行传导，必将限制电力系统可调节资源的配置，从而制约可再生能源的高比例发展。“在政策与法规尚未形成市场闭环的情况下，需考虑如何避免劣币驱逐良币，避免为了压低成本安装低品质的储能系统，避免储能资源闲置、得不到合理应用。”