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2020年我国储能装机有望达2400万千瓦

导读: 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》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%。

  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。

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