2018储能AB面：商业化应用再提速 激流之下遇痛点

我国储能技术起步晚、发展快，面临着成本更低的光伏、发电等其他新能源的激烈竞争。来自权威媒体近日报道消息称，在储能的下一阶段发展中，须通过技术创新和规模化开发，尽快创新商业模式，通过市场化方式发展。

随着和可再生能源的关系越来越紧密，我国储能应用异军突起，装机规模逐年攀升。

储能技术虽然起步较晚，但是凭借无功功率补偿、提升电力系统稳定性等特点，近年来正在全国范围内加速布局。截至2017年底，我国储能应用项目实现多点开花。仅在2018年第一季度，电化学储能项目已经接近120兆瓦。同样是在2017年，国家相继出台了《储能产业发展指导意见》、《电力补偿服务的工作方案》等支持政策，开启了比较好的储能应用开端。业内认为，储能发展空间广阔、潜力巨大，对我国能源结构安全、清洁、高效转型具有重要意义。

一段时期以来，消纳难限制了包括光伏、风电在内的新能源发展。但与前述两者不同，储能可针对太阳能发电、风力发电等功率输出不稳定的系统以提高其并网性，消纳前景非常广阔。同时，在巨大的能源结构调整压力下，未来一些省份对清洁能源的需求将急速攀升。在国内市场方面，储能在西北的新能源并网与多能互补市场、华北电力辅助服务市场、京津冀、长三角等储能市场正迎来全面发展机遇。

精耕多年的稳步发展，无论是在可开发的资源量上，还是技术、政策层面，我国储能项目目前已基本具备大规模开发条件。据不完全统计，全国共有超过10个省份发布了峰谷电价表，包括京、津、冀、浙、沪、粤等地。据业内人士测算，若峰谷价差超过0.84元，储能光伏电站的盈利模式可观，特别是用电量大的工商业企业。在储能应用项目研发方面，比亚迪、宁德时代等一大批企业已经有能力生产适应本土实际的装备机组，可以避免完全依靠国外进口。

在项目开发上，储能呈现出由小规模示范到大规模集中开发的特点。无论是为了推动技术走向成熟，还是降低成本，都必须保证有足够的开发规模。6月初，江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》再次确认了储能身份，明确了流程规范，让相关部门对储能项目应用予以认可。目前，多个地区正在积极为发展储能完善配套政策，吹响储能商业化号角。

虽然取得了快速发展，我国储能产业与国际一流水平尚有一定差距。准确地说，储能应用目前更多的是示范性项目阶段。在众多业界人士看来，储能“蓝海”开闸的最大难点在于商业模式，即电差价盖住成本，形成合理的价格机制。而在电力辅助服务市场和用户侧的应用虽具备初步盈利可能性，但市场空间狭小，市场机制没有形成，储能的应用价值难以得到合理补偿。

经历“十二五”的谨慎探索，“十三五”被认为是储能承前启后的关键时期。从政策来看，目前我国储能补贴强度仍然较高，面临较大补贴退坡的压力。据了解，国内储能产业仍处于起步阶段，产业集中度还不是很高，基础研发和核心技术投入不足，成本优势与产业政策落地的细则还不是很明朗。而作为衡量储能开发的重要标尺，成本无疑将决定市场走向。

据国内券商预测，当一个市场累计装机达到峰值时，可实现从新兴市场到成熟市场的切换。预计国内在2025年左右可实现这一目标，储能应用项目成本将快速下降。随着技术路线不断成熟、政策趋于明朗和资本加速布局，今年或将成为我国储能行业的爆发之年，产业化发展前景令人期待。