截至2016年底,中国投运储能项目累计装机规模24.3GW,同比增长4.7%。抽水蓄能累计装机规模占绝大部分;化学储能累计装机位列第二,规模为243.0MW,同比增长72%,其中锂离子电池贡献最大,贡献了59%,同比增长78%;熔融盐储热在国内应用仍然比较少,全国仅有青海投运的10MW熔融盐储热项目。

现阶段,储能市场的推动以电池厂家为主,存在铅炭电池、锂电池、液流电池和压缩空气储能等方向。综合比较而言,铅炭是目前主要的技术路线,但是锂电池具有更好的性能和更大的潜力,特别是随着电动汽车的发展,锂电池的技术进步会更加的迅猛。“现在,各个公司都在布局适合自己的产业。随着中国电力市场化改革持续深入推进,储能终将迎来自己的发展时期。”曾繁鹏说。

储能最先能获得市场化运作的领域在哪里?有业内专家表示:将是新能源消纳和用户侧的分布式储能,因为这两个应用的应用模式和商业模式正逐渐形成,比较清晰。而传统电网削峰填谷或将成为未来五年最大的储能市场,也是储能收益最好的市场。

然而,也应看到:目前储能市场仍然很小,计划达吉瓦级别,但实际落地项目仅有200到300兆瓦。“去年比前年实现了翻倍,增长已经开始启动。前年之前主要靠示范项目支撑,去年储能厂商开始自己主动去做,不是靠示范、补贴。”俞振华透露。

最新数据显示:截至2016年底,中国投运储能项目累计装机规模24.3GW,同比增长4.7%。抽水蓄能累计装机规模占绝大部分;化学储能累计装机位列第二,规模为243.0MW,同比增长72%,其中锂离子电池贡献最大,贡献了59%,同比增长78%;熔融盐储热在国内应用仍然比较少,全国仅有青海投运的10MW熔融盐储热项目。

国内首个国家风光储输示范工程项目位于张北县,之后企业开始自发开展一些项目。储能依附于项目,前期示范项目很多都与新能源并网相关。在缺乏示范项目和国家支持的情况下,电池企业开始自己摸索储能发展的商业模式。

调查中,很多企业人士都表示,储能很大部分的门槛不是技术问题,一定程度上是在应用端。应用端需要真正的市场参与者能参与进来。另外政策方面应提供一个公平的环境、补偿机制。目前在开展储能项目的主要以厂商为主,他们的规模足够大,有一些代表,比如说南都电源、山东圣阳等。

南都的铅炭电池储能技术源于铅酸电池技术,近年来推广“投资+运营”的商业化储能模式,2016年初至今,南都签署了多个用户侧商用储能电站项目,不仅作为投资方投资储能电站所需储能电池及相关系统设备,还负责电站整体运营。同样,山东圣阳也是铅炭电池技术,其推广的称之为“创新BOT”模式,也就是投资、运营和转让。

“我认为最成熟的商业模式在动力电池这块,因为有补贴,用户有动力买电动汽车。电力行业都有商业模式,但复制性都不强,未来要看电改、电力市场的形式。”俞振华表示。储能现在没有市场只能靠区域的一些规定,国外的一些模式是有参考意义的,比如储能电力调频、参加电力辅助服务市场等。

事实上,储能在海外已经爆发,但是国内市场除非特殊需求,大部分的整体投资回收期过长,对资本市场的吸引力还不够大。“储能市场初期,储能厂家的产品要做好,成本需降低。储能电站的大部分成本是电池,但供应商要配套设备可靠性提上去,成本压缩下来。“我认为国家对储能补贴没有明朗之前,应不等不靠,把自己做好。”双登集团股份有限公司副总工程师、北京慧峰聚能科技有限公司副总经理唐西胜向《能源》记者分析。

“双登今年完成了市场布局,其中,海外市场占20%-30%,主要在欧洲非洲东南亚。未来将加大研发投入,提高储能系统的技术经济性。其中,我们认为能源互联网是储能系统中非常重要的一部分,将会投入更多的研发,尤其是能源管理数据平台。”唐西胜说。

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