储能市场繁荣之下，不少行业难题浮出水面。一方面，定价机制和市场准入等关键问题尚未完全厘清；另一方面，消防安全风险、火灾事故频发日渐突现。而电网侧市场的跃进式发展，亦丛生出各类新的问题。“尽管储能的春天已经到来，但行业发展仍面临多重挑战。储能的多重价值未在当前价格体系中得到充分体现，储能价格补偿机制尚未完全建立；储能技术本身仍需提高，特别是掌握自主知识产权和核心关键技术方面；储能产品的成本和安全性等方面，仍需继续改善。”在近期召开的 “储能国际峰会暨展览会2019”上，中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生如是说。
尚存争议的电网侧应用
5月28日，国家发改委正式公布 《输配电定价成本监审办法》。2018年以来在电网侧发展迅猛的电储能设施，被明确排除在输配电定价成本之外。主管单位的一纸政策，给热情高涨的储能电网侧应用，泼了一盆“冷水”。
“电储能设施未被纳入输配电成本，一是储能设施仍属奢侈品，成本较高；二是电网侧储能建设以电网公司三产公司为主，价格缺乏公允；三是储能作为输配电设施，投资收益难以衡量。”清华大学电机系教授夏清对此分析， “虽然目前储能的价格还比较高，产业还不甚成熟，但若因此就直接把它排除出去，就好像把婴儿和洗澡水一起倒掉一样。我们还是应该要理性、有条件地将其纳入输配电管理。”
在复清看来，储能在电网侧应用的价值一方面是替代尖峰，节约巨大容量效益；另一方面则是促进电网对风、光等新能源的消纳，使电网由电力平衡走向电量平衡。如果未来的电网承认发输配储，储能就应该成为电力系统中一个重要环节。
储能在电网侧应用的无限潜力，正吸引着诸多企业蜂拥而入。过去一年，在 《关于促进储能技术与产业发展指导意见》的推动下，多批储能项目落户地方，电力体制改革下的首个现货市场开始试点，超过13个省份和地区出台了辅助服务市场建设新政，市场热情被充分激发。
“不过我认为，在南方电网所辖五个区域内 （即广东、广西、云南、贵州、海南五省），大规模开展储能调频的必要性并不太大。”产业热潮之下，中国南方电网有限责任公司科技部副主任郑耀东直言。
“电网侧储能项目由谁来建，这是目前价格司所担心的问题，需要我们通过市场手段推动全行业发展，在投资多元化、运营一体化的商业模式下，在技术电网统一调度的前提下，引导更多社会资源投向储能产业，通过市场竞争发现其真正价值。”夏清建议，“市场不仅仅是监管，更多的是利益分配和激励，这是我多年研究的深刻体会。”
亟待建立的价格机制
2018年以来，国内经济形势较为低迷，产业结构调整、金融去杠杆、中美贸易摩擦等多重因素交织在一起，产业资本信心受到极大影响。与储能产业息息相关的光伏产业经历了痛苦的 “531”剧变之后，随即形成断崖式的产业调整。诸多储能企业也在这一年承受着融资受阻、项目停滞、控制人变化甚至企业重组等困境。
“动荡中孕育着新一轮的发展机会。在‘531’巨变之后，一些技术能力卓越的光伏企业的业务量反而增加，目前有多个光伏项目已经提前开始了平价上网。和光伏一样，储能电池的成本也在以每年20%~30%的速度降低，理论上讲，2018年储能技术成本已经突破了行业拐点。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华坦言。在俞振华看来，储能技术的进步已经收窄了成本目标。
“应看到，各类价格和回报机制尚有待更透明的处理。”清华大学电机系副教授钟海旺分析。值得一提的是，在钟海旺看来，目前国内对
“储能”的身份定位仍不明确。如何界定储能的角色？储能是发电资产，用户资产，还是电网设备资产？尚没有明确的答案。与此同时，由于电力市场规则和体系有待完善和调整，储能价格体系也存在不确定性。
事实上，自 “531光伏新政”后，风电、光伏等可再生能源平价上网成为趋势，依托解决弃风弃光问题的储能盈利模式不再具备优势。储能的价值收益难以充分体现，不少储能项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，但调频调峰补偿机制并不健全，峰谷电价套利也仅能依赖于电价水平，具有较强不确定性。
与此同时，储能项目还在面临投资成本偏高，社会资本难以进入的窘境。尽管储能系统成本有大幅下降，但储能项目商业模式的不稳定性、业主对储能价值认识不清晰以及市场应用场景储能系统效率变化带来储能项目投资收益风险，造成储能项目融资渠道非常有限，社会资本进入储能市场的收益空间尚未打开。
“就中国而言，在定价机制层面，第一要明确储能价格监管的边界，即界定政府在储能保障系统运行安全、参与输配电服务以及参与电力市场交易定价中的角色；第二，要进一步完善辅助服务定价机制，充分纳入调节质量因素，并合理疏导辅助服务成本至用户侧；第三，要加快现货市场改革，尽快形成日前、日内价格曲线；第四，应结合电力系统灵活性需求，研究新型辅助服务交易产品；第五，应尽可能减少终端电价政策干预。”国家发改委能源研究所可再生能能源发展中心研究员刘坚建议。
