2020年我国储能规模将达41.99GW

4月2日-4日，储能国际峰会暨展览会2018在北京举行。中国能源研究会储能专委会和中关村储能产业技术联盟联合发布了《2018储能产业研究白皮书》(下称《白皮书》)。《白皮书》数据显示：截至2017年底，我国储能项目累计装机28.9GW，同比增长19%，电化学储能累计装机389.8MW，同比增长45%。2017年电化学储能新增和在建的项目规模为705.3MW，预计短期还将保持高速增长。从新增电化学储能项目应用分布看，2017年用户侧领域新增装机规模最大，占比59%，集中式可再生能源并网领域次之，占比接近25%。

用户侧发展迅速

用户侧占比高达59%，说明储能商用在此方面已经初步探索出一条路径。《白皮书》显示：在用户侧，2017年储能企业在江苏、北京、广东等经济条件较好、峰谷价差大的地区密集推进商业示范项目的部署开发,“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。

广东猛狮新能源科技股份有限公司王堉接受记者采访时表示，该公司在陕西定边的储能项目，电价差可以达到0.9-0.95元/kwh，以此计算，投资储能项目的收益非常可观。今年公司还会在定边地区再投资20MW——50MW的储能项目。

此观点也得到了中天科技集团工程运营支持部经理谭清武的印证。他介绍说，目前用户侧储能在峰谷电价差较大地区发展态势良好，投资一般在6年左右即可收回成本，如果把防止断电损失等加入收益分析中，甚至可以做到4至5年收回投资成本。

借新能源发展的东风

新能源高速发展带来的电力系统灵活性和消纳问题，暴露出传统电力运行和调度机制存在的瓶颈，这将进一步提高了储能在集中式可再生能源并网领域的应用价值和发展潜力。从集中式可再生能源并网方面使用储能的占比看，储能借了新能源高速发展的东风，也在快步前进。

《白皮书》显示：以青海直流侧光伏储能示范项目为代表，光储领域开启商业模式探索;以吉林风电场热电混合储能项目为代表，电储能与储热的综合应用成为解决电力系统调峰和可再生能源消纳的新探索方向。

谭清武介绍该公司在江苏一个光伏储能项目时说：“我们把储能电站接入光伏直流侧，存储弃光限发电量、错峰平滑上网获得收益，为行业性弃光问题提供了新的解决方案。该项目于2017年8月16日并网投入运行，到目前为止累计充电量189.37万KWh，累计放电量183.66万KWh，系统交流侧转换效率达96.98%。”

不少储能厂商也纷纷表示，目前除了用户侧之外，他们大多跟集中式光伏电站合作开展光伏+储能或者风电+储能的项目，取得良好的经济效益的同时还兼顾社会效益。

找到商用切口实现规模发展

谭清武认为，目前储能发展存在两大弊端，一是商业模式单一，二是缺乏统一的政策标准体系。由此可见，储能未来的发展取决于多元化的商业模式和政策的支持力度。储能的赚钱模式因此不能完全依靠峰谷电价差，在辅助服务领域，仍需同步发展。

从2017年的政策发展趋势来看，《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》《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》以及东北、山东、福建、甘肃、山西、新疆、河南和南方区域相继出台支持储能参与调峰调频的相关政策，上述政策出台，使得储能在辅助服务领域的应用持续加温。

《白皮书》指出：“2017年，我国在政策上已经赋予了第三方利用储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务的权利，相关运行机制和补偿价格也在酝酿和试行中，未来用户侧储能的商业模式有望与电网侧的商业模式逐步融合。”

未来，随着我国电力体制改革政策的落实、电力现货市场的逐步建立、可再生能源大规模并网、分布式能源体系逐步完善等目标的实现，储能将赢得规模化发展空间。《白皮书》预计：“截至2020年底，我国储能各项技术总装机规模将达41.99GW，储能将支撑中国实现能源结构向低碳化转型发挥更加坚实的作用。”