200GW储能规模静待释放 哪种技术将成主流？

随着清洁能源发展的持续向好，储能也越来越受到各界关注。中国能源研究会储能专业委员会主任陈海生认为，我国的储能装机到“十四五”末，应该在50GW到60GW的规模，到2050年，储能规模应该在200GW以上。

截至2016年底，我国发电装机总规模为16.5亿千瓦，储能项目装机仅24.3兆瓦，占总量的1.47%。未来，储能会有较大的发展空间已成业内共识。

11月23日，“2017中国储能产业发展峰会”在北京举行，储能未来的发展态势如何引起业界广泛关注。截至2016年年底，我国发电装机总规模为16.5亿千瓦，储能项目装机仅24.3兆瓦，占总量的1.47%，远低于世界平均水平。储能未来会有较大的发展空间已成业内共识，中国能源研究会储能专业委员会主任陈海生认为，我国的储能装机到“十四五”末，应该在50GW到60GW的规模，到2050年，储能规模应该在200GW以上。

不过储能企业发展固然美好前景，但市场风险也相伴而生，储能业到底何去何从？

技术路线有待选择

储能行业的技术路线主要有物理储能、电化学储能、热能储存、储氢和电动汽车储能五大范畴。因为抽水蓄能的成本最低，因此在储能领域占绝对优势。尽管如此，针对复杂的储能需求，很难判断未来究竟哪种技术可以成为主流。

清华大学能源研究院何向明教授表示：“抽水蓄能可能是目前最经济的一种储能方式，但是它有一个前提条件，就是要有充足的水，而西部风电、光伏发展比较好的地区，水资源可能不足以支撑发展大规模的储能。从电化学储能看，目前最有发展前景的是锂电池，因为锂电池的技术进步和成本降低是最快的，从20世纪90年代开始发展锂电储能至今，成本已经下降近6倍，算上通货膨胀率，大约可以到30倍。不过依然很难说哪种技术是最好的，其实更多的是要看储能应用侧的需求是什么，比如，大规模储能，可能储水蓄能或者热熔盐储能比较经济实用；分布式储能，私人电动汽车储能，锂电更合适。”

国家发改委能源研究所能源效率中心副主任熊华文认为，当前储能的技术路线普遍存在的问题在于成本支出与回报不成正比，仅仅依靠峰谷电价差来弥补储能的成本，大概需要峰谷电价差在1元钱左右，而从现状看，峰谷电价最高只有0.6元钱左右，想要覆盖成本基本不可能。或许还应该有更好的技术路线值得挖掘和探索。

中海油能源经济研究院原首席能源研究员、东帆石能源咨询公司董事长陈卫东认为：“储存技术的突破，往往也是人类文明实现突破的关键标志。其实人们一直在寻找储存的办法，而且大部分是偶然发现的，不是有意为之，电力储存现在还没有出现突破性技术，虽然出现了很多化学储能的方式，但我不认为现在看到的这些技术将会是未来的主流路线，将来一定会出现带领储能突破的技术，就像存储芯片带来的智能手机革命。”

未来储能领域的技术路线应该怎样选择，熊华文给出这样的答案：“从长远来看，以储氢作为核心媒介打通不同能源管网之间建立不同能源网络之间的联系，这应该是整个储能的未来。”

法律地位有待明确

光伏产业发展多年，但应与之配套的储能业却一直没有取得重大突破。目前也缺乏涵盖储能技术的支持政策，光伏企业通过储能存的电量虽可享受并网补贴，但增加了储能设备，投入成本提高，回报却不多，且相应的补贴政策并不齐全，企业缺乏积极性。

从国外发达国家发展储能的经验看，美国给予了储能政策上的支持。美国能源监管委员会对储能参与电力市场提供辅助服务的法律，明确了储能在电力市场辅助服务方面的重要地位，同时也为其创造了巨大的市场空间。美国加州的政策主要是可再生能源比例的配额制，面向所有电网运营公司提出高比例可再生能源强制性配额采购目标，要求规模化配比储能电量。

日本、德国、澳大利亚则是给予储能领域相应的财政补贴，支持行业发展。我国在支持储能发展方面的政策与之相比显得比较单薄。

熊华文说，储能系统在电力系统当中既不是发电设备也不是用电设备，现有的电力法律规范里缺乏对它明确的定位。虽然政策上有定位，但是政策和法律、技术标准是有区别的。此外，国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助也是小概率事件。由此可见，国家对储能领域大范围的支持政策实际上不那么直接和明显。

储能技术作为支持传统电力平稳运行，促进可再生能源并网消纳，支撑分布式能源、电动汽车和能源互联网发展的关键技术，目前得到越来越多的重视和认可，国家对储能的政策支持也在不断改观。

不久之前，国家能源局联合国家发改委、财政部、科技部、工信部联合编制《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《意见》)，该《意见》不仅提出支持储能系统直接接入电网，支持各类主体按照市场化原则投资建设运营接入电网的储能系统，还提出结合电力体制改革，允许储能通过市场化方式参与电能交易，并拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用，开展对淘汰动力电池进行储能梯次利用研究等方面的要求。由此可见，在政策指引上，国家正逐步向前推进。

电力市场化不是唯一办法

作为新兴产业，储能领域的基础比较薄弱，在产业政策、用户需求、标准体系、设计规划、工程建设、分工协作、第三方服务等诸多方面都有待加强建设。

中投亿星新能源投资有限公司市场投资总监周长城表示：“在一些有地方补贴的储能示范项目，收回成本大约需要5年的时间，而随着补贴的取消，再投资储能项目想收回成本则需要十几年的时间，对投资方来说，这并不是最佳的选择。目前电价的峰谷差拉不开，电力市场化进程不足是储能领域面临的主要问题。”

储能的成本高，投入与产出不成比例让很多投资机构对该行业望而却步。熊华文说：“为什么储能产业大部分应用还是处于微利甚至亏本状态，是因为系统的价值在现有的市场和各种价格体系中没有得到很好的体现，单体价值和系统价值之间已经出现了脱钩和分离。而从整个系统的角度分析，通过储能，可以实现减少发电能量；同时可以减少弃风、弃光，相对应地可以减轻输电和配电的投资压力；同样可以提供低成本的辅助服务，较好地调峰、调频，终端通过加入储能系统；可以降低容量电费，同时实现分时电价的套利，最后可以降低终端的用电成本。因此，我们需要通过市场设计、机制设计把储能产生的系统价值在不同的利益主体之间进行合理的分配，完全不考虑系统价值，只考虑能量价值分配机制和格局肯定是不对的。实际上，电力市场化改革是可以助推储能行业的发展，但并不是唯一条件。”

双登集团股份有限公司总裁周平认为，储能的发展，内因才是决定性因素。储能产业靠政策、靠商业模式是不具备生命力的，政策补贴是暂时的，最后落脚点一定在产品。不仅如此，储能一定要创造价值链的共赢，储能上下游企业，包括同行之间一定要营造共创、共生、共享最终共赢的局面。