预测称2020我国储能装机有望达24吉瓦

电力18讯：　　储能不再只是看上去很美。5月11日，在“储能国际峰会2016”上，中关村储能产业技术联盟发布的 《储能产业研究白皮书2016》（简称《白皮书》）显示，截至2015年底，中国累计运行储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）118个，累计装机规模105.5兆瓦，年复合增长率（2010～2015）为110%。这组数据足以证明，储能市场渐露春意。

　　更为抢眼的数据是，《白皮书》预测，到2020年，理想情景下储能的总装机规模将达24.2吉瓦，常规情景下总装机规模将达14.5吉瓦。中关村储能产业技术联盟秘书长张静表示：“预计2016～2017年将迎来储能市场的小爆发时期。虽然中国的能源互联网+正处于起步阶段，但储能在能源互联网的框架下已不再局限于电力存储技术，储氢、储热和天然气存储等技术都将纳入进来，未来储能领域将涌现出更多的商业模式。”

　　三驾马车带动储能市场启动

　　储能市场的启动是循序渐进的，并不是一蹴而就。过去一年，用户侧分布式光伏+储能，电网侧储能调峰调频电站，得到能源服务机制支持的发电侧规模储能成为储能发展的三驾马车，带动了中国储能市场的启动。

　　《白皮书》显示，可再生能源并网领域的累计装机规模占比最大，为43%。调频辅助服务是近两年增速最快的应用领域，年复合增长率（2013~2015）为31%。分布式发电及微网领域则在项目数量上占据第一的位置，占比接近总装机的60%。

　　在张静看来，从应用领域角度，分布式光储模式将更有商业前景，随着中国售电侧改革进一步推进的刺激下，随着储能成本的不断下降，会催生出更多的商业模式和服务模式，而分布式光储解决方案供应商的数量也会逐渐增多。

　　中国电科院新能源研究所主任杨波也有相同的观点，他认为，新一轮电力体制改革将为新能源分布式电源和储能应用打开市场，并创造出盈利空间；从经济性上看，储能成本会随着规模化应用而快速下降，回收期逐渐缩短，并开始逼近盈利点。这样市场情况下，会有更多企业进入分布式+储能的模式中来。 而事实上，分布式+储能的模式不仅应用于光伏领域，在风电场等分布式微网方面同样适用。中关村储能产业联盟顾问专家岳建华认为，如果能充分发挥政策导向、市场调节、模式创新，风电场配合电网实现调峰、调频功能，并实现弃风供热与弃风电制氢，就可以实现风电的大规模消纳。

　　技术和政策成各方关注焦点

　　目前，业界普遍关注的储能成本问题，虽然仍占据较大比重，但可喜的是，已经有了大幅下降。以锂电储能为例，在过去的三年里，锂电储能系统成本迅速下降了50%。

　　相比成本带来的挑战，更为各方关注的是技术、应用、市场机制和政策方面带来的挑战。中关村储能产业联盟理事长俞振华认为，在技术方面，国内储能技术仍存在短板。国内储能电池主要以铅电池、锂电池为主，技术水平普遍不高，而全球主流储能电池主要以钠硫电池为主，其技术水平较之国内要高出很多。在储能应用方面，储能应用是最核心、最能影响产业格局变化的因素。如果没有应用，储能产业就无法进行技术对比和产业政策的制定，而目前国内相关方面的应用还比较缺乏。

　　他表示，目前应一方面是把某些创新示范项目投入到实际应用中，真正为带动储能产业发展做出示范；另一方面应围绕示范项目将产业机制和市场环境建立起来。

　　国网能源研究院新能源研究所博士王彩霞也表示，要加紧储能示范项目立项和建设，为未来大规模应用积累技术数据和运行及电网管理经验；出台储能配套支持政策，并在新一轮电力市场架构和规则设计中，考虑提高储能盈利水平的可能性，探索适合储能发展的规则设计。（记者 秦虹）


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