新年的钟声已经响起，充满了艰辛、同时也满怀希望的2016年渐渐走远。在“十三五”的开局之年，随着我国低碳、绿色能源战略的推进，新一轮电力体制改革配套政策的落实，储能的应用价值得到了市场的认可，成为了推进我国能源变革和能源结构调整的技术亮点。储能产业在2016年经历了一个快速发展的小高潮，在政策的支持下，储能应用领域更加明晰，储能项目规划量大增，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市场，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。
储能应用前景广阔，未来将为我国经济增长、绿色能源发展创造巨大的价值，但作为一个新兴的技术产业，现阶段发展仍然面临一些问题。技术经济性的提升、应用市场机制和定价体系的完善都是未来的工作重点，而最亟待解决的是需要各方合力为储能产业探索和挖掘多个可实现商业盈利的市场，实现产业健康、持续的发展。
2016年的储能应用为未来的发展奠定了基础，在这一年产业取得了哪些进步，未来还将面临哪些挑战，下一步的努力方向是什么？带着这些问题，储能联盟将与各位参与和关注储能产业的同仁一起回顾精彩纷呈的2016！
用户侧储能应用持续走热，试水多种盈利模式
目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟（以下简称CNESA）的统计，2000-2016年应用于用户侧（即分布式发电及微网领域）的投运储能系统累计装机量为107.9MW（不包含抽水蓄能和储热项目）占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今，储能产业又经历了一个增长的小高潮，根据CNESA 2015年7月-2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW（估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目），其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。
图1：中国储能装机量在各应用领域份额（2000-2016）
图2：中国用户侧（分布式发电及微网）装机规模
信息来源：CNESA，2016（以上数据不包含抽水蓄能和储热项目）
安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式，主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用，也可以独立存在；通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元-0.80元之间的地区为例，（假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放）目前储能电站项目静态投资回收期在7-9年不等。
从现有项目看，储能系统的资产一般掌握在储能厂商或系统集成商的手中，收入就是为用户节约的部分电费。由于投资回收期较长，厂商或集成商的风险较大，同时还要支付项目的先期投入，压力也不小。近期，投融资机构对储能产业的渗透不断加强，从关注逐步向合作转化；由投融资机构参与的储能电站建设模式不断涌现。
为了不断增强储能系统在用户侧的应用价值，提升其在用户侧的广泛应用度，结合近期出台的国家和地方政府的政策，储能产业的参与者也在探索和挖掘用户侧储能的细分市场以及多种应用模式。2015年-2016年是能源政策、电改政策、可再生能源政策、节能减排等相关政策的频发期。这些政策的出台，直接或间接的推动了储能用户侧市场的发展。
表1：推动储能在用户侧应用的相关政策
信息来源：CNESA整理
目前储能系统的应用类型单一、应用市场机制不健全和缺乏体现其商品价值的定价制度是其利润低、市场需求不明晰和可持续盈利潜力不足的主要原因。借力政策、寻找储能的多重应用市场，在应用中，强化刚性需求，弱化成本障碍是主要目标。储能厂商也紧抓市场机遇，积极参与新能源微网、能源互联网、多能互补、电能替代、备用电源、车电互联等领域的项目开发和申报。
虽然存在不少问题，但随着储能成本的进一步下降，电改政策红利的显现（例如峰谷电价制度的完善、尖峰电价的制定、需求侧管理等补偿机制的建立，电力市场用户侧多种增值服务开展等），储能细分市场的不断开发和应用的深化，用户侧的储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的先行军。
大规模储能市场开启，探索市场和价格机制
以风电和光伏发电为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。根据刚刚发布的“可再生能源十三五规划”的目标，到2020年，光伏发电达到1.05亿千瓦（105GW），光热发电达到500万千瓦（5GW），风电达到2.1亿千瓦（210GW）。到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。作为清洁的可再生发电资源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着弃风、弃光等可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的研发和示范应用，大规模的储能（包括储电、储热、储氢）建设已经被定义为解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。
在集中式可再生能源发电领域，储能已经被验证的应用主要包括解决弃风/弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点；此应用场景对储能的成本、寿命、安全性的要求都很高；特别是储能接受电网调度进行调峰调频服务的时候，容量和效果都是至关重要的保障条件。“十二五”期间，储能在发电侧的示范场景集中在单个风电场配备10%左右的储能系统。当时由于储能的成本较高、安装规模较小，商业价值不明显，也不能直接解决大规模可再生能源的消纳问题；但这些项目非常好地验证了储能的技术和应用效果，积累了运行经验，为未来储能在可再生能源发电侧的大规模应用打下了基础。
进入十三五以来，储能厂商开始在辅助服务领域寻找大规模储能应用的市场机遇。2013年，石景山热电厂调频储能项目投运，储能系统与火电机组捆绑参与电网调频辅助服务的商业示范项目取得了较好的应用效果，锂离子电池的灵活快速调节能力为项目带来了商业价值。但由于调频市场的整体规模不大，特别是采用类似“按效果付费”的调频电价尚未在全国范围推广，储能大规模参与辅助服务还需要政策的进一步支持。2016年6月国家能源局正式出台的《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》加速了这一市场的形成。根据《通知》的相关规定，我国将逐步建立电储能参与的调峰调频辅助服务共享新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰调频方面的优势，电力储能系统在获得参与电网调峰调频等辅助服务身份的同时，也能够按应用效果获得应有的收益。
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