刘勇：全球储能应用市场趋势浅析

我们不断推我国光热发电市场，有一定进展，不管是政策还是项目运营商需要做更多的工作。

锂离子电池：将率先在快速调频兼容量服务、分布式及微网、集中式可再生能源并网领域实现规模化应用，并随着成本下降逐步抢占用户侧市场;

铅炭电池：将在商业、住宅等用户侧市场扩大优势;

液流电池：将重点应用在集中式可再生能源并网及电网大

规模调峰等领域，以大型储能电站为主。据我了解，液流电池规划的项目不少，不管用于微网、风电等储能相关项目，都会加大推动步伐。今后的液流电池未必是兆瓦级的，也可能做小型的。

成本、安全、寿命是市场选择储能技术的关键性参数。从做小型(几千瓦)来说，大家更关注成本和经济性。做几兆瓦或者十几兆瓦，大家把安全性放在第一位，跟我们的车相似。

这是储能单元成本预测，包括铅炭电池、铅酸电池、三元电池、全钒液流电池，这是储能应用项目领域里用得比较多的技术。

抽水蓄能2020年底，这是关于十三五规划里写的，包括蓄热储能。我们到LG调研，他们2018蓄热储能大概是2GWH，如果我们没有推出比较好的商业模式、地方政策。

1、用户侧储能方面：京津冀、长三角、珠三角等地区用电需求增长迅猛，尖峰时刻供电紧张，分布式能源等新能源出力间歇性、不稳定。而规模化用户侧储能可发挥削峰填谷、应急备用、分布式电源平滑出力，提高系统供电稳定能力。用户侧储能系统目前难以更好实现集中管理和调度，且不能参与电网的调峰等辅助服务，导致综合利用率和潜在效益难以显现。江苏省电力公司正在积极推进客户侧储能并网智能互动平台建设，同时加快更多与更大储能项目建设，有望改善这一现状。

2、新能源发电侧储能方面：发电侧大型储能电站相对于用户侧储能，具有规模大、服役快、土地成本低、电网配套投资少、特殊政策需求小等方面优势，对快速、大范围的解决各地调峰、调频资源不足问题具有现实意义。但面临的难题一是新能源消纳途径。二是投资回报周期长。三是新能源发电储能系统解决方案有待优化，尤其是适应大规模新能源电站的产品少。四是储能电池寿命和系统效率有待提高。五是储能系统大规模应用的安全性有待进一步提升。六是技术标准缺乏，缺少针对性标准。如缺乏光伏电站、风电站储能系统应用方面的技术标准。

我们上次去青海调研时，业主提出对储能系统的要求很简单：

第一，保证绝对的安全;

第二，在目前情况下，成本是我能接受的;

第三，系统足够优化，我不是做系统的，操作越简单越好;

第四，容易维护;

第五，能否帮助我考虑回收问题。

把这些问题考虑清楚，这些事情就很好解决了。

去年所有的铅酸、铅炭的成本都在降，我们的成本压力比较大。如果我们的产品要做到足够好，满足几十兆甚至百兆瓦级的产品，确实有降价的压力。对生产制造装备线的需求要求更高，我们看了动力电池的生产线，从3-10亿不等，跨度较大，使用周期一般在5年，经过优化是8年。分摊到每一个电芯上的成本，这是可以计算的。

人工成本，我们的人工成本每年都在涨。研发成本，这些因素使你难以降低某些成本。我们企业真的很不容易，尤其是动力电池，根本无法控制原油上游材料的成本，我们企业在做回收，可以做一些补偿，但成本还是满意降下来昨天有公司老板说在铁塔中标了，做得越多，亏得越多，因为材料成本上来了。

辅助服务市场：可以通过储能技术快速响应速度，在进行辅助动态运行时提高火电机组的效率，减少碳排放，同时，避免动态运行对机组寿命的损害，减少设备维护和更换设备的费用，可以降低或延缓对新建发电机组容量的需求。运营商要在保证电储能设施安全、可靠基础上，扎实做好储能系统运行维护工作，要不断提升电储能的运行性能和效率，同时积极配合电力调度平台实施充放电信息接入。行业主管机构应尽快完善现有辅助服务补偿机制平台建设，尤其是国土、水利、环保、城乡规划等部门要做好项目土地审批与规划支持工作。东部地区存在辅助服务补偿费用较低，辅助服务调用不均衡等问题。

要密切跟踪试点相关情况，及时分析不足、总结经验、完善规则。按最低补偿的标准来说，投资回报周期便下来了。据我们了解，现在内蒙、华北、河北、天津等地想做调频的工作，储能希望可以参与。辅助服务的费用有点低，投资回收周期有点长。

电力储能的主要是输出电力，应用市场、调频、电压、调峰、备用电量等是主要的应用价值。电力领域：是储能最主要应用市场，调频、电压支撑、调峰、备用容量无功支持、缓解线路阻塞、延缓输配电扩容升级和变电站直流电源领域，都将发挥储能技术的价值。未来储能应用将更多从电网切实功能需求出发，而长寿命、低成本、高安全、易回收是未来电化学储能技术发展重点。抽水装机占98.9%，如果想更好的应用，不敢跟其他PK，我们把这一块市场拿出来，如何跟抽水PK价格，目前我们的成本难以达到，我们有很长的路要走。

应急电源和通信储能市场：要根据客户需求，针对不同应用环境和工况做好产品分类和优化。比如：极端自然天气、自然灾害、重要活动电源保障等市场对应急电源的需求。美国、日本以及中国等。美国、日本等欧美国家都有。我国最强，美国也停电，几百万人口无法用电。

分布式及微电网方面：大规模分布式光伏的增加，对储能技术应用有现实需求，只要商业模式出来，分布式光伏+储能的市场会很快显示出来，比如德国与澳洲市场。电网末端、区域能源规划和海岛可以建立微电网系统。这是我们很快要推动的，今天上午有人跟我交流，分布式光伏的装机和没配套储能的话，上网的量达不到需求和补贴，有的地方在考虑如何把分布式光伏和储能结合起来，达到国家的标准。虽然西藏的电网延伸了，但是停电的时间更长。我们去了西藏某县镇，他们没有工业，基本靠柴油发电。

家庭储能方面：家庭储能在海外市场有比较好的应用，比如德国、英国、美国夏威夷、日本、韩国和澳洲市场。这两年英国的增长比较快。

储热方面：主要针对光热发电和北方清洁能源供暖市场。到了夏季，供暖造成的环境，原来的技术不太适合，现在大家都煤改电。

总结：现阶段储能使用成本依然偏高，投资回报周期长等瓶颈，储能技术成本相对较高的情况下，储能项目收益主要依赖于地方电力服务补偿机制，储能项目的商业运营普遍存在不确定性，难以获取足够的社会资本进入，如何出台落地支持性政策对于决策制定者来说是严峻挑战。我们要不断结合政策环境和电改、现货交易等市场环境，挖掘自身潜能，提高储能电站综合价值与性能。未来储能产业的发展还需要各级政府及行业管理部门给予更多关心和政策支持。

我们协会已经写完2016年和2017年，今年我们还会继续提交。这次我们想办闭门会议，由于各方面原因，我们没有协调成功。我们会继续推动相关协调。

建议措施，在技术方向上，以实际应用为中心，加快成熟储能技术应用研究，孵化有市场竞争力的储能技术。这句话说得有点拗口，实际应用是结合实际项目做应用。成熟的技术，包括锂电、铅炭、铅酸。未来的技术是氢能。

市场机遇，掌握储能产业发展时机，适时投资并介入相关储能市场。很多资本找我什么时候能投储能，什么时候能获得回报收益率。大家的需求不一样，储能的投资回报周期比较长。什么时候比较合适，要结合具体实际情况而定。从今年相关项目来看，很多地方已经具备了。像北京优先出台，估计抢的速度会更快，相关政策给予储能很大的支持。如果你关注储能，想投资储能，每天一定要看中国储能网。

政策环境，及时了解储能产业的指导政策与顶层规划，了解地方的配套政策。国家给出的是指导性和宏观性的政策，地方会给予相应的政策。据我们了解，全国有十几个省市都在做储能相关的支持政策，有的给真金白银，有的给规划，还有的地方会给其他的政策。

其他方面的建议：

第一，将储能充分纳入国家能源体系，制订国家层面的储能产业发展战略及实施路线图。我们希望国家有一个专门处，让我们协调方便，让我们推动起来非常难。

第二，设立独立的储能国家重大专项计划，激发创新活力，提升企业的创新能力和市场竞争力。很多商业在国际市场做得很成熟，为什么在我国做不起来，不管是体制原因还是市场交易原因，这都是我们的长期积累下来的。国家在往前推动，需要我们给他们一些时间。

第三，积极鼓励储能技术参与解决边远无电地区、哨所、电网末端以及海岛、分布式能源、用户侧、新能源发电的电力能源供给，提高新能源发电稳定性。我们国家给了真金白银的补贴。像北京、上海的确有一些项目，但量不多。

第四，完善政府支持和投融资机制，吸引社会资本投入，加快推动我国储能技术大规模应用试点，进一步充分积累运行经验与云储能大数据建设。我跟部委相关领导沟通时说，你只要给我一点点小支持，我就能把产业撬动起来。现在很多资本关注，你不用给我一块钱，给我几分钱的支持，对行业也是一个很好的撬动，让我国重点关注和推动我国储能不断往前走。进一步积累运行经验和大数据建设，尤其是分布式储能。

这是我们产里的储能政策产业研究中心，我们发的储能产业研究报告也是这个中心做的。希望业界同仁齐心协力，集思广益，加快具有自主知识产权的高可靠性、高安全性、资源易回收储能技术路线研究工作，不断降低系统成本。尤其要在储能系统模块化设计、易回收、智能化人机界面、能量管理系统、智能化温控系统、自动安防系统、系统使用寿命上等方面做进一步优化和创新，充分挖掘细分储能市场应用空间，精益求精，把我们最领先的储能系统解决方案惠及全球。

希望业界同仁齐心协力把市场做起来，目前市场比较小，在我看来并没有做得很好。我们大家可以共同努力，后面做更多的协调工作。这对我们做出更可靠、更优质的产品是很大的推动。我们在国外有很多项目竞争，老外不PK，老外的报价比我们高5-10倍。我们内部的PK是几分几毛，所以国家要整合大系统。我们很多时候在海外，大家齐心协力把市场做起来，谢谢各位!