国家发展和改革委员会能源研究院专家熊华文教授出席会议并作演讲。熊华文在演讲中表示，2016年全球储能规模大概是170GW，传统的抽水蓄能占到了96%-97%，电化学储能还是锂离子电池为主，2030年左右的电池成本有可能在现有的基础上下降30%-40%。政策方面国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助不是说完全不可能，但这是小概率事件。以下为演讲实录节选，未经本人校对：
目前来看，储能行业面临着最大的三个方面的影响因素：技术问题、成本问题和政策设计下带来的商业模式问题，说到底，能不能快速发展就是这三个方面。
前面两个方面大家还是有比较明确和统一的判断，按照技术进步来看，业界对我们电池的技术进步还是抱有非常乐观的态度，日本综合产业开发机构和我们的汽车工程学会基本上都预测到2030年我们的电池单体能量密度可以达到500W/时/千克，美国能源部预测到2030年单体电池能量密度可以达到800W/时/千克。这是平均单体电池密度的2-3倍，但技术进步的指标有很多，总体上还是比较乐观的。
这几年成本下降得非常快，未来还会继续下降，而且还有非常大的空间。具体的预测数据就不再讲了，但是大家可以掌握一个概念，2030年左右未来的电池成本在现有的基础上下降30%-40%是非常有可能的，这就是对成本下降的总体趋势的判断。下降的区间大家都有不同的认可，但是唯一非常一致的就是未来依然有30%-40%的下降空间和潜力。
储能行业要体现它的价值，但在现有的政策体系下储能的价值其实体现得并不明显，所以未来的政策是影响储能行业发展的一个重要的因素。
现在国际上对储能行业的发展都有哪些政策?归结起来基本上就是市场结构设计，就是不给钱，但是给政策，另一个是直接给钱的。
美国是搞市场结构设计的一个典型代表，通过市场化的结构设计推动储能行业发展，形成相应的商业模式，并且能够获得合理的经济回报。比较典型的是美国能源监管委员会关于储能参与电力市场辅助服务的法律，应该说给予了储能在电力市场辅助服务方面明确了它的重要地位，同时也是给它创造了巨大的市场空间。加州的主要是可再生能源比例的配额制，也是对所有电网运营公司提出了储能提高高比例可再生能源强制性配额明确的采购目标，可再生能源必然是需要相对规模的储能系统在电网当中进行配套。
大家可能都在探讨国内会不会对储能行业出台大规模的政策补贴?
我是行业外的人士，不是消息灵敏人士，但是据我个人判断，国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助不是说完全不可能，但这是小概率事件。
现在储能的政策空间是什么?基本上就是峰谷价差，做得好少亏一点，做得不好缺口可能还比较大。其次是电力市场辅助服务，当然是以辅助服务为代表的、参与电力市场的一些商业模式，包括电力需求产业，这是目前在现有空间下可以琢磨的，其它的就是点对点的示范项目。
这个不是普惠型的支持政策，比如现在搞了多轮互补的示范、偏远地区和海岛的风光互补，单从系统的角度还仅限于示范项目的层次，并不是面上的整个大的政策。国家大的支持政策实际上不那么直接、不那么明显，未来的政策创造需要靠什么?需要靠我们电力体制改革进程的推进，只有随着进程的推进，我们储能的市场空间才会进一步显著扩大。
商业模式是决定储能能不能赚钱、或者能不能亏得少一点的重要影响因素，目前比较成熟的基本就是峰谷价差、二次调频、可再生能源和发电并网，基本上就是这三个途径。现在行业内对这三个商业模式应该是有这样一种判断和认识，就是基本上峰谷价差这种商业模式是覆盖不了成本的，但是做得好的话也许能少亏一点，未来如果差的区间更大的话有可能覆盖一部分，但是我个人认为这种商业模式不是储能真正应用的主要场景。
按照目前的运营情况来看，虽然更多的是示范性项目，但在安全性、可靠性、灵活性和迅速响应方面已经可以证明是可行的，可以说它的重要的历史功绩是值得铭记的，至少给我们电力指出了这样一条路，就是储能参与电力系统的辅助服务，安全性和可靠性上是没有问题的，这是一个重要的成就。现在随着技术成本的降低，部分示范项目当中火电厂的储能配合电网辅助服务，应该是可以做到保本的。目前从现有的政策框架来看盈利的水平应该说不是特别令人满意，基本上还是从社会价值，比如减少弃风弃光，推动可再生能源消化的角度是有意义的，但是从纯粹经济帐来算，目前确实是算不过来。
京津唐地区到未来2030年这样的电力系统，通过应用储能能够给我们的电力系统带来什么样的价值?这是一天的运行曲线，无储能和有储能的情况下最显著的特点是两个方面：可再生能源的出力明显平稳，煤电、天然气和热电联产这些传统机组的出力明显更加平稳，所以这是应用储能以后对电力系统改善的情况。促进传统机组平稳出力，推动新能源大规模的消纳。
储能的价值在现有的政策框架下确实体现得不够，所以导致储能老是觉得好，但总是亏钱、算不过来帐，我们就把储能相关的技术路线放到了整个系统价值里面评判到底有什么价值。这就说明单体价值和系统价值之间已经出现了脱钩和分离，就像经济学里面常讲的外部性的效益，虽然我给大家做了贡献，但我做的这个贡献最后体现不到收益上。既然收益不能内部化，那么在现有的政策下只能算单体单个的帐，这个经济帐是自然算不过来的。
这是关于电动汽车对我们电力系统的系统价值和单个价值，还有成本之间的比较。按照系统价值的角度，我们的储能系统对电力系统有什么价值呢?比如减少电网投资，减少配电费用，包括减少气电、增加辅助服务等等，一系列的技术是整个储能系统运用以后对整个电力系统大的系统上的提升，绿色的是成本，最后大家可以比一比。按照储能系统的自身投入与创造的系统价值相比性价比是非常高的，节约了成本，空白的柱子相当于储能系统节约的成本，但是这个空白部分节约的成本真的是可以体现到储能上的经济价值吗?这是不对的，要是这样的话储能早就赚钱了。正是因为这些空的柱子是虚拟的价值，是跟整个系统价值相比得出的价值，分布在各个经济主体上的。
我们把储能价值分为能量价值、能量+容量价值和全部价值，储能投资真正能够体现到经济收益上的只是能量价值，或者主要是能量价值，现在能量和容量价值我们体现得都很少，并不是对电力系统优化的系统价值，所以就清楚地说明了我们的储能系统，为什么系统价值很高，但是从经济主体的核算来看它的价值是很低的?经济核算体系是只考虑储能系统的能量价值，投入可能是1%，超出1%的就说明效益是高于投入的。这是针对电动汽车的几个技术路线，目前的能量价值来看是具有正的投入产出比的，其它的投入产出比都在1%以下，那就意味着单纯从能量这个角度，这些储能的技术路线都是亏的，产出是覆盖不了投入的。如果从整个系统价值的角度，我们的投入和产出比就高多了。我们需要通过我们的市场设计、机制设计把我们储能产生的这种系统价值在不同的利益主体之间进行合理的分配，并不是所有的都要分到储能上来，但是现在完全不考虑它的系统价值，只考虑它的能量价值，这种分配机制和格局肯定也是不对的。
刚才还有讲到储氢，同样的投入有不同的储能路线，我们到底是储电还是储氢?如果从转换效率来看，同样是投入天然气，最后出来的电力我们是通过氢的路线还是通过化学电池的路线?目前来看化学电池的转换效率更高，比如从天然气出发还是可再生能源出发。但是从长远来看，以储氢作为核心媒介打通不同能源管网之间建立不同能源网络之间的联系，这应该是整个储能的未来。走路要一步一步地走，我们就是要从电化储能开始向储氢过渡，虽然现在电化储能的效率更高，储氢的效率更低，但关键是储氢能够把各种能源网络进行非常有效的链接，如果连成网络以后所有的各种能源介质最大的特点是稳定、平衡、有安全性，同时也有经济性。这和目前我们发展电化学储能是一点也不矛盾的，这是同一个事物的两个阶段。
储能产业发展面临着一系列的障碍，大致有这样几个方面：首先是对储能界定的问题，实际上这个定位目前在政策层面已经不多了，国家能源局都已经明确了储能系统可以参与电力系统的辅助服务，但是在执行层面确实还是有些障碍。比如电网接入的时候技术标准各个方面可能没有，确确实实还存在很大的接入障碍，目前也就只是示范项目走得比较顺，但是未来大规模推开以后具体怎么定位的问题。因为储能系统在电力系统当中既不是发电设备也不是用电设备，现有的电力规范里面确实是缺乏对它的明确的定位。虽然政策上有定位，但是政策和法律、技术标准还是有区别的，所以虽然有障碍，但障碍还是不大，随着产业的都是可以慢慢克服的。关于市场准入和技术准入的标准、监测认证、项目审批和接入等等障碍，这些是具体执行层面。再就是市场监管，储能怎么和调度规则相统一、相适应、相匹配，如何在辅助服务当中发挥它的价值等等，技术层面实际上还是有一系列的障碍需要摸索。
如果考虑到系统的价值，储能实际上是很便宜的，但是现有的市场格局下是不便宜的，而是成本过高的一种电网调节手段和方式。
目前我们正在考虑研发材料上下游入手，法律定位就要明确它的身份，市场准入方面进行完善，具体体现储能的价值和地位。通过参与电力系统的辅助服务，我们可以扩大储能应用的商业模式，通过科学的电力市场进一步体现储能系统价值。实际上这是比较计划调度和市场调度的情况下储能价值的体现程度，具体的竞争性电力市场下面我们储能的系统价值是能够更好地得到体现，经济价值和商业模式也是更加有生命力的。短期内的政策是两部制电价，长期是建立竞争性的电力市场，从而进一步推动储能的价值提升，提高储能项目的经济回报。
