储能产业呈现多元、快速发展的良好态势

　　储能在我国虽然尚未进入大规模爆发阶段，但随着国家相关政策的出台、体制机制的不断完善，市场主体活力的激发，特别是去年以来伴随着分布式光伏的跃进，我国储能市场增长很快，在用户侧应用发展尤为迅速。

　　发展规模不断壮大。截至2017年，我国储能项目累计装机规模32.8 GW,其中，17年新增2217.9MW,当年新增化学储能项目锂电占比48%，铅蓄占比52%，抽水蓄能装机世界第一。来自中国能源研究会的统计，用户侧新增装机规模占2017年新投运电化学储能项目装机的59%，同时在集中式可再生能源并网以及电力辅助服务领域都实现了新的增长。目前，我国化学储能总规模在美国、韩国之后，位居世界第三，呈现快速上升势头。作为化学储能产业链上的重要一环，来自全球最大负极材料供应商宁波杉杉新材料科技有限公司的数字表明，近年来公司销售量增速一直保持在30%的高位，今年更是现爆发性增长，4万吨的产能已呈饱和状态。专家预测，我国化学储能2020年将达到1.6GW，蓄热蓄能2020年达到1GW。根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，到2020年，我国光伏发电装机将达到105GW（目前已远远超过这一目标），风电达到210GW。根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上；加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60GW。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

　　商业模式比较多样。近年来，随着分布式光伏的大发展，大规模新型储能的应用前景似乎更加光明，极大地刺激了储能的需求。目前储能主要应用于分布式发电及微网储能系统，占总装机规模的56%，其次是可再生能源开发。在集中式可再生能源发电领域，储能主要应用于解决弃风、弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。

　　从全国来看，比较成熟的商业模式大致分为四类：分布式储能、辅助调频服务、结合大规模可再生能源的大型储能电站、峰谷电价差套利模式。分布式储能是比较普遍的商业模式，业界也比较认可。辅助调频服务主要是辅助火电厂调频，通过获得电网奖励和降低罚款，从而获得收益。

　　作为较早开展这一服务的地区，2017年，国家能源局山西监管办出台了鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关政策，积极推动储能试点工作在山西落地实施。先后有3家电厂开展了AGC储能（9兆瓦/4.5兆瓦时）辅助调频系统项目，目前各项目开展良好，实际运行中按照两个细则中火电机组参与辅助服务有关条款进行考核，按照调频辅助服务市场规则获得收益。在此基础上，明确了储能参与辅助服务市场的2种模式：联合式（联合发电侧、用电侧设备参与电网调节）、独立式（独立并网，接受调度指令参与电网调节）。今年以来，又确定了11家试点单位，其中联合调频项目试点9家，独立储能项目试点2家。其中，该办按照集团装机的分配原则，先后确定了7家发电集团、9家发电企业开展容量为9兆瓦/4.5兆瓦时的储能联合火电参与调频辅助服务试点工作，不断扩大储能辅助调频服务范围。

　　作为峰谷电价差套利模式，江苏开展的最早。不仅客户侧储能建设规模在国内遥遥领先，并积极推动客户侧储能示范工程和项目推广应用，建成全省客户侧储能电站的监控与互动平台。截至今年6月，全省已建成39座客户侧储能电站，总容量42兆瓦/287兆瓦时。其中，应用于削峰填谷的储能电站18座，装机容量37兆瓦，占总装机容量的88.1%；目前在建客户侧储能项目39个，总量97兆瓦/744兆瓦时。用户作为客户侧储能电站的所有者，自主投资建设和运行储能电站，为自己的用电企业供电。

　　用户根据峰谷电价情况,自主操作储能电站进行充放电，从峰谷电价差获利。跟大规模可再生能源结合的大型储能电站，主要是发挥储能在增加可再生能源上网电量上的放大效应，是可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升，增加上网电量，从而获得收益。以西北地区为例。截至2017年底，西北区域已投运电化学储能项目约100MW,其中青海规模最大，达到65MW,是全国已投运电化学储能项目容量最大的省份。相比全国来看，西北区域一是由于用户侧峰谷价差相对东部省区偏低，帮助工商业用户节省电费的空间不大，因此用户侧储能规模较小；二是“两个细则”对于AGC的补偿公式不同于华北电网，目前还没有应用于调频的储能项目。西北的电储能项目则主要分布在集中式可再生能源并网领域，安装在光伏电站或风场内，解决可再生能源发电受限问题。

　　政策支撑日趋有力。为促进储能技术与产业发展，近年来国家相继出台了一系列政策措施，为储能发展提供了日趋良好的外部环境。2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》要求，适应电网调峰、调频等辅助服务新要求，按照“谁受益、谁承担”的原则建立辅助服务分担共享新机制。而调峰、调频服务正是电储能优势所在，“谁受益、谁承担”为电储能参与辅助服务指明了原则和路径。

　　为解决“三北”地区调峰、调频需求的增加和弃风、弃光问题，2016年国家能源局出台了《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》，以建立电储能参与的辅助服务共享分摊新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰、调频方面的优势，文件的出台，极大地推动了我国电储能产业走向商业化的进程。

　　同年，国家发展改革委、国家能源局相继联合印发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，将“先进储能技术创新”作为未来一个时期我国能源技术革命创新的重点任务之一、提出推动集中式与分布式储能协同发展，实现集中式（主要是发电侧）储能系统与新能源、电网的协调优化运行，实现分散式（主要是用户侧）储能设备的混合配置、高效管理、友好并网。

　　2017年9月，国家发改委、国家能源局等五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布，明确总体要求、重点任务、保障措施，提出把“促进储能技术和产业发展”作为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效的技术支撑、产业保障，强力提振市场信心。

　　去年5月，国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，这也预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术，凸显了储能的市场主体地位及其在能源结构转型中的重要性。政策明确的导向性、便捷的可操作性，促进了储能的市场化发展不断加快。

　　继去年9月广东省出台蓄冷电价，明确适用范围、峰平谷电价方式后，今年初，南方能源监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行标准为0.05万元/兆瓦时的补偿，为储能产业发展提供了可靠的政策保障，在业内引起良好反响。

　　目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。