突破瓶颈发力期的储能将挖掘更多价值

／本刊记者 贾常艳／

2018年，储能的技术进步随着地方电改政策及分布式能源交易的推进，有望改变现有电力市场的分配格局，替代传统的输配电方式，创造出新的增量市场，为自己赢得更广阔的价值空间。

“我国储能产业进入了快速发展的新阶段，初步具备了产业化的基础。”在2018年4月2～4日召开的“储能国际峰会暨展览会2018”（ESIE2018）”上获得了这样的信息。

中关村储能产业技术联盟的数据显示，截止2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模175.4吉瓦，同比增长4%。2017年，全球新增投运电化学储能项目装机规模为914.1兆瓦，同比增长23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7兆瓦，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。中国已投运储能项目累计装机规模28.9吉瓦，同比增长19%。2017年，中国新增投运电化学储能项目的装机规模为121兆瓦，同比增长16%，涉及集中式可再生能源并网、辅助服务、用户侧三个领域。新增规划、在建中的电化学储能项目的装机规模为705.3兆瓦，预计短期内中国电化学储能装机规模还将保持高速增长。

政策所指——构建现代能源体系 必须大力发展储能

2017年10月，国家能源局联合五部委发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确提出：加快储能技术与产业发展，对于构建清洁低碳、安全高效的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革具有重要战略意义，同时还将带动从材料制备到系统集成全产业链发展，成为提升产业发展水平、推动经济社会发展的新动能。国家能源局科技装备司处长齐志新指出《指导意见》明确了鼓励支持储能发展的政策导向，明确了储能的主体身份，明确了储能的投资管理机制，明确了储能示范的任务，对储能发展意义重大。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳表示发展储能是学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和十九大精神，落实“四个革命、一个合作”能源战略，切实化解我国能源发展不平衡不充分的矛盾，扎实推进能源供给侧改革，实现质量变革、效率变革、动力变革的有效措施；是加快能源结构调整，保障国家能源安全，服务“两个一百年”奋斗目标，把清洁低碳、安全高效的要求落实到能源发展的各领域、全过程的重要抓手。发展储能有利于可再生能源的高效利用、有利于促进能源互联网、分布式能源、智能电网和微电网发展、有利于提升能源电力系统灵活性、有利于实现多能源互补、有利于推动交通领域低碳转型和革命，是重构传统能源体系，实现能源革命的关键之一。因此构建现代能源体系，必须大力发展储能。未来，国家有关部门将推动构建有利于储能发展的政策环境和体制机制，研究探索促进储能技术创新孵化机制，围绕储能新技术、新业态及商业化应用组织开展试点示范，强化行业管理和服务，与有关部门形成协作机制，制定《储能标准化实施方案》，加强储能标准体系建设，支撑、引领、规范储能产业发展。

行业所向——挖掘储能更多的价值领域

电化学储能的代表南都电源动力股份公司总裁陈博在采访中表示，2017年南都电源建造的全球目前规模最大的商业化储能电站——无锡新加坡工业园智能配网储能电站项目的成功运营有效验证了储能的大规模发展是毫无问题的，系统的安全可靠性是有保障的，而且项目的经济性是可见的。2018年南都将进一步发力，通过投资运营开拓市场，进一步市场化。

阳光电源股份有限公司副总裁吴家貌认为，储能最重要的应用就是与可再生能源的伴生，也就是解决可再生能源发电的随机性，这也是未来储能最大的市场。而储能发挥的价值如何清晰明确地体现在投资者身上还需要国家战略的支持，如清晰的能源战略与顶层设计、配额制政策的出台推行等。 阳光电源作为国内知名的储能系统供应商，近两年国际业务得到快速的发展，出口业务已经占销售收入的70%。“这一两年还是以国外市场为主，我们将把国外成熟的商业模式和技术经验带到国内，促进国内储能产业的发展”吴家貌说。

北京今日能源科技发展有限公司的相变储热系统，在2017年煤改电井喷的带动下发展符合预期，董事长张文亮表示：相变储热系统体积小，释放热温度恒定，能够实现快速充放，满足不同用户的需求，因此，除了清洁供暖，相变储热可以和各种热源及可再生能源无缝匹配，应用范围广泛。未来今日能源相变储热技术，新的市场主要在工业余热利用及农业大棚、农产品烘干等应用领域。

压缩空气储能是储能主要的发展方向之一，传统压缩空气储能在用电低谷的时候通过压缩器压缩，在用电高峰的时候高压空气释放，与燃料燃烧后发电，规模大，单位成本低，寿命长，储能周期不受限制，但传统的压缩空气储能依赖于大型的储机洞穴，特别不适合中国这种缺油少气的国家，同时由于系统没有优化，其系统效率比较低。而先进的压缩空气储能，能解决这些问题，采用高效的压缩、膨胀、储冷储热等，利用高压存储替代储机洞穴。中科院工程热物理研究所副所长陈海生介绍说。“压缩空气储能目前的效率可以达到50%，1兆瓦可以达到50%～55%，10兆瓦可以做到60%左右，百赵兆瓦希望能够做到65%～70%。我也希望未来能把系统的规模进一步做大，成本降低30%。”

问题所在——政策风险+收益风险+技术风险

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，尽管2017年中国新增投运电化学储能项目的装机规模较大，增长较快，但功率规模尚不及光伏新增规模的0.2%，能量规模不及动力电池产量的1.3%，众多电力储能厂商依然在各类显性及隐性成本压力及风险下负重前行。用户侧峰谷价差套利模式面临政策风险、可再生能源并网侧弃电存储模式面临收益风险、火电侧储能联合机组调频模式面临技术风险等。

中国能源研究会常务副理事长史玉波表示我国储能产业发展仍然有许多问题需要克服和解决。一是储能政策体系需要进一步完善。需要进一步细化产业政策助力储能市场发展，推动储能商业化进程。二是储能多重价值收益尚不明晰。需要厘清储能在发、输、配、用各个环节的应用价值，需要通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值。三是储能技术创新有待进一步突破。储能技术安全性、稳定性、高效性的提升仍然需要在研发和市场的检验中寻求突破。四是储能项目管理流程需要进一步明确。需要在备案、审批、监督、管理各环节加以规范和监督，保证储能项目合理合法建设。

未来可再生能源发电占整个电力系统的比重增加；分布式能源发电占整个电力系统的比重增加。电力系统灵活性和消纳问题凸显，“电力系统应用方式可能需要转变，上面是供应侧，下面是需求侧。将来很难确定储能是在发电侧还是在用户侧，又或者是在一个电网系统中发挥作用。”国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源中心副主任赵勇强认为未来系统层面，需要电力系统规划、运营、市场机制亟待变革，核心是提高电力系统协同性。储能在集中式可再生能源并网领域的应用和发展还需要机制的探索与创新。

2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，首次给予电储能设施参与辅助服务的独立合法地位。《通知》提出，促进发电侧和用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。电储能设施既可以作为独立市场主体，也可以与发电机组联合参与调峰调频等辅助服务。自此，各省辅助服务市场化改革覆盖了电储能。但电储能作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。各地区对辅助服务市场建设工作有待加速。

工商业用户侧的储能市场的经济性是业界与投资人最为关注的问题之一。如何收益？如何在没有补贴的机制下盈利？如何建立有效的回报？投资+运营成为现阶段国内推进工商业用户侧项目开发的主要模式。据企业介绍，盈利主要依赖于峰谷电价差、提升自发自用的比例和低电费。在这一点上，要想补齐短板还需要市场机制的调整和多方的协调。

在技术方面，储能电池系统性能、安全可靠性、成本等成为行业发展的瓶颈。

中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2018》显示，从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，2017年，用户侧领域的新增装机规模所占比重最大，为59%，其次是集中式可再生能源并网领域，所占比重接近25%。2018年，储能的技术进步随着地方电改政策及分布式能源交易的推进，有望改变现有电力市场的分配格局，替代传统的输配电方式，创造出新的增量市场，为自己赢得更广阔的价值空间。