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【中國環保在線 一周看點】在此前發布的《中國儲能應用產業研究報告(2016年)》中明確，預計在“十三五”期間，國內儲能市場將呈現快速發展趨勢。2018年前，將是先進儲能技術示范應用階段；2020年，將在用戶側大力推廣先進儲能技術應用；2030年，將會普及應用先進儲能技術解決方案。
2016年終盤點之儲能 搭上政策東風駛入發展快車道
新年的鐘聲已經響起，充滿了艱辛、同時也滿懷希望的2016年漸漸走遠。在“十三五”的開局之年，隨著我國低碳、綠色能源戰略的推進，新一輪電力體制改革配套政策的落實，儲能的應用價值得到了市場的認可，成為了推進我國能源變革和能源結構調整的技術亮點。儲能產業在2016年經歷了一個快速發展的小高潮，在政策的支持下，儲能應用領域更加明晰，儲能項目規劃量大增，儲能廠商、用戶單位和投融資機構聯手積極拓展儲能的應用市場，探索儲能的多種應用模式，大力推動儲能的商業化應用。
儲能應用前景廣闊，未來將為我國經濟增長、綠色能源發展創造巨大的價值，但作為一個新興的技術產業，現階段發展仍然面臨一些問題。技術經濟性的提升、應用市場機制和定價體系的完善都是未來的工作重點，而亟待解決的是需要各方合力為儲能產業探索和挖掘多個可實現商業盈利的市場，實現產業健康、持續的發展。
2016年的儲能應用為未來的發展奠定了基礎，在這一年產業取得了哪些進步，未來還將面臨哪些挑戰，下一步的努力方向是什么？帶著這些問題，儲能聯盟將與各位參與和關注儲能產業的同仁一起回顧精彩紛呈的2016!
用戶側儲能應用持續走熱，試水多種盈利模式
目前，用戶側不僅是我國儲能應用的大市場，也是持續保持高增長的一個領域。根據中關村儲能產業技術聯盟(以下簡稱CNESA)的統計，2000—2016年應用于用戶側(即分布式發電及微網領域)的投運儲能系統累計裝機量為107.9MW(不包含抽水蓄能和儲熱項目)占全部裝機的比例為57%。從2015年下半年至今，儲能產業又經歷了一個增長的小高潮，根據CNESA 2015年7月—2016年12月的統計，這期間儲能裝機的新增規劃量約為740MW(估算的容量為3.8GWh，不包含抽水蓄能和儲熱項目)，其中，安裝在用戶側的比例占全部規劃的54%。
安裝于工商業用戶端或是園區的儲能系統是我國用戶側儲能的主要應用形式，主要服務于電費管理，幫助用戶降低需量電費和電量電費。在這些領域，儲能既可以與光伏系統聯合使用，也可以獨立存在;通過峰谷電價差套利是主要的盈利手段，根據不同地區的政策，需量電費管理和需求側管理是輔助盈利點。由于儲能系統成本有差異，各地區的峰谷電價差不同，因此項目的盈利空間也有差別。以峰谷電價差在0.75元—0.80元之間的地區為例，(假定利用峰谷電價套利是的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放)目前儲能電站項目靜態投資回收期在7—9年不等。
從現有項目看，儲能系統的資產一般掌握在儲能廠商或系統集成商的手中，收入就是為用戶節約的部分電費。由于投資回收期較長，廠商或集成商的風險較大，同時還要支付項目的先期投入，壓力也不小。近期，投融資機構對儲能產業的滲透不斷加強，從關注逐步向合作轉化;由投融資機構參與的儲能電站建設模式不斷涌現。
為了不斷增強儲能系統在用戶側的應用價值，提升其在用戶側的廣泛應用度，結合近期出臺的國家和地方政府的政策，儲能產業的參與者也在探索和挖掘用戶側儲能的細分市場以及多種應用模式。2015年—2016年是能源政策、電改政策、可再生能源政策、節能減排等相關政策的頻發期。這些政策的出臺，直接或間接的推動了儲能用戶側市場的發展。
目前儲能系統的應用類型單一、應用市場機制不健全和缺乏體現其商品價值的定價制度是其利潤低、市場需求不明晰和可持續盈利潛力不足的主要原因。借力政策、尋找儲能的多重應用市場，在應用中，強化剛性需求，弱化成本障礙是主要目標。儲能廠商也緊抓市場機遇，積極參與新能源微網、能源互聯網、多能互補、電能替代、備用電源、車電互聯等領域的項目開發和申報。
雖然存在不少問題，但隨著儲能成本的進一步下降，電改政策紅利的顯現(例如峰谷電價制度的完善、尖峰電價的制定、需求側管理等補償機制的建立，電力市場用戶側多種增值服務開展等)，儲能細分市場的不斷開發和應用的深化，用戶側的儲能市場將成為儲能在我國實現商業化應用的先行軍。
大規模儲能市場開啟，探索市場和價格機制
以風電和光伏發電為主的可再生能源發展是我國能源發展的重點之一。根據剛剛發布的“可再生能源十三五規劃”的目標，到2020年，光伏發電達到1.05億千瓦(105GW)，光熱發電達到500萬千瓦(5GW)，風電達到2.1億千瓦(210GW)。到 2020 年，全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%。作為清潔的可再生發電資源，光伏發電和風電在經歷快速發展的同時，也面臨著棄風、棄光等可再生能源并網消納困難等一系列問題。經過十多年的研發和示范應用，大規模的儲能(包括儲電、儲熱、儲氫)建設已經被定義為解決可再生能源并網消納的重要手段之一。
在集中式可再生能源發電領域，儲能已經被驗證的應用主要包括解決棄風/棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務。在此領域，儲能系統的大容量、大規模建設和應用是重點;此應用場景對儲能的成本、壽命、安全性的要求都很高;特別是儲能接受電網調度進行調峰調頻服務的時候，容量和效果都是至關重要的保障條件。“十二五”期間，儲能在發電側的示范場景集中在單個風電場配備10%左右的儲能系統。當時由于儲能的成本較高、安裝規模較小，商業價值不明顯，也不能直接解決大規模可再生能源的消納問題;但這些項目非常好地驗證了儲能的技術和應用效果，積累了運行經驗，為未來儲能在可再生能源發電側的大規模應用打下了基礎。
進入十三五以來，儲能廠商開始在輔助服務領域尋找大規模儲能應用的市場機遇。2013年，石景山熱電廠調頻儲能項目投運，儲能系統與火電機組捆綁參與電網調頻輔助服務的商業示范項目取得了較好的應用效果，鋰離子電池的靈活快速調節能力為項目帶來了商業價值。但由于調頻市場的整體規模不大，特別是采用類似“按效果付費”的調頻電價尚未在全國范圍推廣，儲能大規模參與輔助服務還需要政策的進一步支持。2016年6月國家能源局正式出臺的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》加速了這一市場的形成。根據《通知》的相關規定，我國將逐步建立電儲能參與的調峰調頻輔助服務共享新機制，充分發揮電儲能技術在電力調峰調頻方面的優勢，電力儲能系統在獲得參與電網調峰調頻等輔助服務身份的同時，也能夠按應用效果獲得應有的收益。
從中關村儲能產業技術聯盟的數據看，2000—2016年應用于可再生能源發電側和輔助服務的儲能系統累計裝機量為74.1MW，占全部裝機的比例為39%(不包含抽水蓄能和儲熱項目);在2015年7月—2016年9月規劃的約740MW儲能裝機中(估算的容量為3.8GWh，不包含抽水蓄能和儲熱項目)，這兩個領域的應用比例分別為11%和36%，其中二連浩特的160MW項目和大連200MW儲能調峰調頻儲能電站項目體現了儲能開啟大規模應用的特點。同時，以BYD為代表的多家鋰離子電池和鉛蓄電池廠商也密切關注著大規模儲能應用市場，提出了“獨立電池儲能電站”的概念，建設主體的投資可以多元化，由電網直接調度，與區域內多個風光電站協調運行，原理類似于小型抽水蓄能電站，可為電網穩定安全運行提供包括調峰、調頻、備用、跟蹤計劃發電、平滑風電出力等多重服務。
與前幾年儲能在項目中的安裝容量相比，儲能的大規模應用已經啟動，結合儲能的性能優勢和價值，研究制定儲能的市場參與機制和細則，并建立相應的定價制度是下一步的工作重點，也是確保大規模儲能持續發展、支撐能源轉型和能源結構調整的關鍵。
