摘要：现在东北区域的发电侧调峰辅助服务市场，最高电价1元钱，电化学储能完全可以盈利的。只是这个政策还没有扩展到电网和用户侧。
裴哲义：仅代表个人，今天是中国能源研究会储能专业委员会的年会，我也是委员会的一员，很高兴今天跟大家谈商业模式和政策。我认为一个行业的发展政策是很关键的，今天能源局刘司长也来了。回顾光伏和风电的发展，在初期阶段都有政策强力的扶持，包括政府的补贴。但是储能是否还要再走这条路呢?这是需要大家思考的。我想在座各位都清楚，储能发展到今天并没有走补贴这条路，而是市场化这条路。
如何市场化?需要什么样的商业模式呢?关于商业模式刚才大家讲到很多，我个人认为，现在有相对明确商业模式的就是用户侧和发电侧。在此想说明一点，把储能分为用户侧、电网侧、发电侧只是为了便于说明问题，其实储能装在哪侧并不重要，重要的是有一个合适的商业模式，能发挥其作用。
先说电源侧的商业模式，一是与火电厂一起参与辅助服务，减少考核损失，二是与新能源电站一起减少弃电损失。只是在新能源电站建设的储能项目投资回报率与电价有关。再说用户侧的商业模式，在部分峰谷差价比较大的地区，基本是通过峰谷套利获取收益。而电网侧(包括独立第三方)储能还没有一个相对明晰的商业模式。
到底电网侧或独立第三方储能应有什么样的商业模式呢?刚才会议上大家讲了很多。我不太同意那种说法，社会资本做不了再由电网公司兜底，电网凭什么兜底?电网企业也要核算投入产出的，如果储能不能纳入输电资产，电网该如何兜底。所以我们一定要创新商业模式。储能在电力系统可以发挥调峰、调频以及事故备用综合效益，还可以减缓部分输变电设备投资，甚至减少发电设备投资。比如200万储能，不仅增加400万的调峰能力，在一些特定情境下还可能减少200万火电厂投资，可以说社会效益巨大，如何创新一个商业模式来反映储能的这些价值需要我们每个人的思考。
再比如现在东北区域的发电侧调峰辅助服务市场，最高电价1元钱，电化学储能完全可以盈利的。只是这个政策还没有扩展到电网和用户侧。
至于政策方面，我个人认为政策与商业模式是紧密相关的。我们做过一些分析比较，我们国家的政策还是比较全的，涉及到方方面面，不比国外少。但各项政策的落地还需要一个过程，特别是一些政策需要不同部门协同，一些政策需要地方政府制定细则。所以，如何用好现有政策，把现有政策更好的落地，创建体现储能综合价值的商业模式需要我们的共同思考和努力。
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