用户侧储能对于经济性、盈利能力的要求较高，也是市场化环境下发挥储能技术价值的重要应用场景，并有观点认为，当用户侧储能实现规模化应用时，储能行业才将真正迎来高速发展。对此，中国科学院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀指出，储能技术在用户侧的应用推广仍受制于成本、安全等因素，需要多样化的产业政策支持。
储能降成本“四步走”：
当前目标（近期）：开发非调峰功能(调频或紧急支撑)技术市场
短期目标（5年）：低于峰谷电价差的度电成本
中期目标（10年）：低于火电调峰（和调度）成本
长期目标（20年）：低于同时期风光发电的度电成本
记者：目前用户侧储能落地的项目相较电网侧还比较少,用户侧储能在储能技术上需要哪些针对性地优化？
陈永翀：从技术角度来看，影响用户侧储能成本的主要有系统生产制造的价格以及系统循环寿命这两方面。因此，在制造上大幅降低系统制造成本或者从设计上大幅提升系统循环寿命，是储能行业未来的两大发展方向。
除此之外，用户侧储能还需要注意的是储能的安全性。大部分用户侧储能系统距离人、工业用户都比较近，对于安全性有特别高的要求。
目前来说,铅蓄电池在储能安全性上没什么大问题，但是在循环寿命方面还有一定的改善空间；锂离子电池应用在用户侧储能的话，其安全性还需要在技术方面有进一步提升。
记者：成本是制约储能行业发展的关键问题。您认为储能成本的降低将经历怎样的过程？
陈永翀：储能成本的降低不可能一蹴而就，我认为当前目标是开发非调峰功能(调频或紧急支撑)的储能电池技术和市场；短期（5年）目标要让储能成本低于峰谷电价差的度电成本；中期（10年）目标要低于火电调峰（和调度）的成本；长期（20年）目标要低于同时期风光发电的度电成本。
储能应用成本包括一次采购成本、二次运维成本和三次回收成本。除了设计制造环节降低成本外，还可以通过开发电池修复技术，提升电池寿命和安全，降低系统运维成本；从电池生产前端考虑电池未来报废后的易回收性，开发新型结构技术和回收再生技术，降低电池回收成本。
记者：用户侧储能成本高，具体是如何体现的？
陈永翀：目前用户侧储能的盈利核心点在于峰谷电价差套利，但是这种商业模式要想盈利，现在看来在大部分地区可以说比较艰难。尽管目前利用峰谷电价差发展用户侧储能的商业模式颇受关注，但未来只有当储能成本低于火电调峰成本后，储能装备才有可能作为重要补充，大规模纳入到电网调峰调度系统。
我们做过测算，目前电化学储能的度电成本在0.6-0.8元，不是很乐观。在此成本下,如果仅依靠峰谷电价差来套利，用户侧储能系统投资回收周期会很长，至少要在6年以上。部分地区峰谷电价差较高，回收周期就较短，但仍然面临电价或峰谷电价差变化的风险，进而影响项目的投资收益率和回收周期。
记者：日前苏州工业园出台了针对储能项目的补贴政策，对工业用户按放电量进行补贴。您认为用户侧储能补贴政策能在多大程度上帮助储能行业逐渐降低成本？储能项目是否会对补贴形成依赖？
陈永翀：从光伏发电、新能源汽车等行业的发展经验来看，无论是电网侧还是用户侧，储能行业未来大范围直接补贴的可能性是比较小的，我认为也没有必要。当然不排除局部地区的一些针对性补贴政策。以苏州工业园为例，按放电量补贴业主0.3元/kWh，补贴3年，可以有效地缩短投资回收期，但和前面说到的成本与周期比较就能发现，单纯依靠补贴政策其实是不够的。
前面分析过，峰谷电价差套利可能是目前用户侧储能的核心盈利方式，但并不是全部，单纯针对度电价格进行补贴自然也不能从根本上解决问题。必须要去挖掘除此之外的价值并从中培育商业模式，只有这样才能实现规模化。
有些观点希望依赖补贴政策来拉动储能项目的规模增长，之后通过规模效应降低储能成本，我认为这条路是走不通的。储能行业自身需要继续突破技术，相关机构也有必要出台一些非补贴类型的市场政策，推动产业发展。
记者：除了技术与商业模式有待突破，用户侧储能还面临哪些制约因素？
陈永翀：目前行业内还缺乏相应的安装、入网、验收等相关标准，还没有一个明确的规范的流程让大家操作，建立行业标准的需求是很迫切的。但行业标准的建立也并非易事，相关的技术实验还比较缺乏。需要有充足的正向、反向研究和实验数据做支撑，才能建立起安全、有效的行业标准。
来源：中国能源报
