北极星智能电网在线讯:多年蹒跚前行的储能产业当前迎来发展新阶段——技术不断升级、成本不断降低、产业不断发展。“主要表现在，一是储能装机规模增长不断提速。截至2017年底，我国电化学储能项目累计装机规模389.8MW，年增长率达到45％。进入2018年，仅一季度规划的电化学储能项目就已经接近120MW；二是储能项目应用领域不断丰富。目前，储能在可再生能源并网、电网辅助服务、用户侧储能等领域的新应用模式不断涌现；三是储能产业布局范围不断扩大，眼下储能产业几乎遍布全国所有省份。”国家能源局科技装备司副司长刘亚芳在日前举行的储能国际峰会上表示。
多重困难待克服
储能产业的快速发展，关键助推因素是2017年国家5部门联合印发《指导意见》，这是中国首个国家级储能产业政策，让储能获得了一张“准身份证”。
“《指导意见》的作用主要是四个明确。”国家能源局科技装备司处长齐志新指出，“明确了鼓励支持储能发展的政策导向；明确了储能的主体身份；明确了储能的投资管理机制；明确了储能示范的任务。”
尽管意义重大，采访中记者了解到，《指导意见》在业界看来“并不解渴”，因为这只是方向性、指导性的纲领性文件，还缺乏具体落地的实施细则。
在中国能源研究会常务副理事长史玉波看来，虽然储能初步具备产业化基础，但我国储能产业发展仍然有许多问题需要克服和解决。
“一是储能政策体系需进一步完善。需进一步细化产业政策助力储能市场发展，推动储能商业化进程；二是储能多重价值收益尚不明晰。需厘清储能在发、输、配、用各个环节的应用价值，需通过开放的电力市场和灵活的市场化价格机制去体现储能的商业化价值；三是储能技术创新有待进一步突破。储能技术安全性、稳定性、高效性的提升仍需在研发和市场的检验中寻求突破；四是储能项目管理流程需进一步明确。需在备案、审批、监督、管理各环节加以规范和监督，保证储能项目合理合法建设。”
新能源+储能空间广阔
记者从中关村储能产业技术联盟获悉，截至2017年底，中国投运储能项目累计装机规模为28.9GW，其中电化学储能项目累计装机规模达389.8MW。不难看出，储能装机规模相对整个电力装机而言占比极小，在业内人士看来这正是储能发展的机遇所在，其未来发展空间值得期待。
“随着新能源的发展，储能的应用空间将极大拓展。”德国莱茵TüV集团大中华区太阳能与燃料电池技术服务总经理李卫春认为，“如果要用经济数字和指标来衡量的话，我认为每年都是万亿级的市场，这是毋庸置疑的。此外，电动汽车的发展也将带动移动储能的商业化应用。仅这两项已是非常庞大的市场。”
随着新能源成本的不断下降，以风电、光伏为代表的新能源在能源结构中的作用不断提升。国家发改委能源研究所可再生能源中心副主任赵勇强认为，未来电力系统转变的两个趋势将越来越清晰——可再生能源发电占整个电力系统比重的增加以及分布式能源发电占整个电力系统比重的增加。
“随着风电、光伏比重的增加，如何抑制其波动性，减少对电力系统的冲击？储能将有效化解这一问题。”赵勇强表示。
清华大学电机系教授、中国能源研究会储能专业委员会副主任委员夏清称，发展清洁低碳能源已成为时代最强音，第四次工业革命将是新能源的大规模利用，而新能源与储能是孪生姐妹，相伴相生。
“储能最大的市场、最重要的应用在新能源，随着新能源发电比例的提高，如光储、风储以及分布式储能将成为发展方向。”阳光电源光储事业部副总裁吴家貌在接受记者采访时表示。
充分发挥储能价值
当前储能的作用在逐步凸显，尤其是在电力市场中发挥的容量价值、能量价值和辅助服务价值不容小觑，但遗憾的是，储能价值却被长期被忽视，并没有在价格上得到体现。
在国网能源研究院副院长蒋莉萍看来，关于储能价值，没有必要为其出台特殊的政策，而是要基于整个系统建立起一个能够体现各种主体技术价值的新生态体系。“有了这样的体系，储能一定有它的生存空间，而且一定是非常好的生存空间。”她认为，“只要我们的电力市场体系或者管理规则能真正体现商品属性，形成合理的电力产品细分市场，储能价值的空间将会十分巨大。”
当前较高的储能度电成本某种程度上限制了储能的应用空间，但在不少业内人士看来储能的成本并不高。“相对火电带来的污染等社会治理成本，从储能发挥的价值以及储能可降低容量费的替代成本等来看，储能的成本不高。复杂的问题简单化，建议在储能顶层设计和制度中，对可再生能源按一定比例加装储能，即配额制，实现可再生能源大比例上网的同时，提升电网友好性、减少电网辅助服务设施的投资。”吴家貌认为，“把储能成本放在可再生能源发展和国家能源战略中，储能价值将得到充分体现，储能产业也会得到快速发展。”
让电力回归商品属性，让储能价值充分体现，是业界的共同期盼。为此，史玉波建议加快储能参与电力市场化的进程。“加快各区域和地方辅助服务市场建设，在市场规则相对完善区域试点示范联合和独立储能电站建设，挖掘储能商业化价值并完善市场规则，构建储能参与系统服务的按效果付费机制；加快现货市场建设步伐，试点达成储能系统参与的市场化交易，评估灵活电力市场价格下的项目运行风险；搭建电力需求侧管理特别是需求响应长效机制，激励电网企业主动履行社会责任并在输配电价核定中予以必要激励，为储能获取价值增值创造新的平台。”
刘亚芳也表示，下一步，国家能源局将会同相关部门，破除储能接入的政策壁垒，根据电力体制改革精神和进展，以市场化为导向，还原能源商品属性，建立健全充分体现储能市场价值的体制机制。
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