到2050年儲能規模將在200GW以上 美好前景與風險相伴而生

    隨著清潔能源發展的持續向好，儲能也越來越受到各界關注。中國能源研究會儲能專業委員會主任陳海生認為，我國的儲能裝機到“十四五”末，應該在50GW到60GW的規模，到2050年，儲能規模應該在200GW以上。

    截至2016年底，我國發電裝機總規模為16.5億千瓦，儲能項目裝機僅24.3兆瓦，占總量的1.47%。未來，儲能會有較大的發展空間已成業內共識。

    11月23日，“2017中國儲能產業發展峰會”在北京舉行，儲能未來的發展態勢如何引起業界廣泛關注。截至2016年年底，我國發電裝機總規模為16.5億千瓦，儲能項目裝機僅24.3兆瓦，占總量的1.47%，遠低于世界平均水平。儲能未來會有較大的發展空間已成業內共識，中國能源研究會儲能專業委員會主任陳海生認為，我國的儲能裝機到“十四五”末，應該在50GW到60GW的規模，到2050年，儲能規模應該在200GW以上。

    不過儲能企業發展固然美好前景，但市場風險也相伴而生，儲能業到底何去何從?

    技術路線有待選擇

    儲能行業的技術路線主要有物理儲能、電化學儲能、熱能儲存、儲氫和電動汽車儲能五大范疇。因為抽水蓄能的成本最低，因此在儲能領域占絕對優勢。盡管如此，針對復雜的儲能需求，很難判斷未來究竟哪種技術可以成為主流。

    清華大學能源研究院何向明教授表示：“抽水蓄能可能是目前最經濟的一種儲能方式，但是它有一個前提條件，就是要有充足的水，而西部風電、光伏發展比較好的地區，水資源可能不足以支撐發展大規模的儲能。從電化學儲能看，目前最有發展前景的是鋰電池，因為鋰電池的技術進步和成本降低是最快的，從20世紀90年代開始發展鋰電儲能至今，成本已經下降近6倍，算上通貨膨脹率，大約可以到30倍。不過依然很難說哪種技術是最好的，其實更多的是要看儲能應用側的需求是什么，比如，大規模儲能，可能儲水蓄能或者熱熔鹽儲能比較經濟實用;分布式儲能，私人電動汽車儲能，鋰電更合適。”

    國家發改委能源研究所能源效率中心副主任熊華文認為，當前儲能的技術路線普遍存在的問題在于成本支出與回報不成正比，僅僅依靠峰谷電價差來彌補儲能的成本，大概需要峰谷電價差在1元錢左右，而從現狀看，峰谷電價最高只有0.6元錢左右，想要覆蓋成本基本不可能。或許還應該有更好的技術路線值得挖掘和探索。

    中海油能源經濟研究院原首席能源研究員、東帆石能源咨詢公司董事長陳衛東認為：“儲存技術的突破，往往也是人類文明實現突破的關鍵標志。其實人們一直在尋找儲存的辦法，而且大部分是偶然發現的，不是有意為之，電力儲存現在還沒有出現突破性技術，雖然出現了很多化學儲能的方式，但我不認為現在看到的這些技術將會是未來的主流路線，將來一定會出現帶領儲能突破的技術，就像存儲芯片帶來的智能手機革命。”

    未來儲能領域的技術路線應該怎樣選擇，熊華文給出這樣的答案：“從長遠來看，以儲氫作為核心媒介打通不同能源管網之間建立不同能源網絡之間的聯系，這應該是整個儲能的未來。”

    法律地位有待明確

    光伏產業發展多年，但應與之配套的儲能業卻一直沒有取得重大突破。目前也缺乏涵蓋儲能技術的支持政策，光伏企業通過儲能存的電量雖可享受并網補貼，但增加了儲能設備，投入成本提高，回報卻不多，且相應的補貼政策并不齊全，企業缺乏積極性。

    從國外發達國家發展儲能的經驗看，美國給予了儲能政策上的支持。美國能源監管委員會對儲能參與電力市場提供輔助服務的法律，明確了儲能在電力市場輔助服務方面的重要地位，同時也為其創造了巨大的市場空間。美國加州的政策主要是可再生能源比例的配額制，面向所有電網運營公司提出高比例可再生能源強制性配額采購目標，要求規模化配比儲能電量。

    日本、德國、澳大利亞則是給予儲能領域相應的財政補貼，支持行業發展。我國在支持儲能發展方面的政策與之相比顯得比較單薄。

    熊華文說，儲能系統在電力系統當中既不是發電設備也不是用電設備，現有的電力法律規范里缺乏對它明確的定位。雖然政策上有定位，但是政策和法律、技術標準是有區別的。此外，國家層面對儲能行業出臺大規模的經濟補貼和補助也是小概率事件。由此可見，國家對儲能領域大范圍的支持政策實際上不那么直接和明顯。

    儲能技術作為支持傳統電力平穩運行，促進可再生能源并網消納，支撐分布式能源、電動汽車和能源互聯網發展的關鍵技術，目前得到越來越多的重視和認可，國家對儲能的政策支持也在不斷改觀。

    不久之前，國家能源局聯合國家發改委、財政部、科技部、工信部聯合編制《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》(以下簡稱《意見》)，該《意見》不僅提出支持儲能系統直接接入電網，支持各類主體按照市場化原則投資建設運營接入電網的儲能系統，還提出結合電力體制改革，允許儲能通過市場化方式參與電能交易，并拓展電動汽車等分散電池資源的儲能化應用，開展對淘汰動力電池進行儲能梯次利用研究等方面的要求。由此可見，在政策指引上，國家正逐步向前推進。

    電力市場化不是唯一辦法

    作為新興產業，儲能領域的基礎比較薄弱，在產業政策、用戶需求、標準體系、設計規劃、工程建設、分工協作、第三方服務等諸多方面都有待加強建設。

    中投億星新能源投資有限公司市場投資總監周長城表示：“在一些有地方補貼的儲能示范項目，收回成本大約需要5年的時間，而隨著補貼的取消，再投資儲能項目想收回成本則需要十幾年的時間，對投資方來說，這并不是最佳的選擇。目前電價的峰谷差拉不開，電力市場化進程不足是儲能領域面臨的主要問題。”

    儲能的成本高，投入與產出不成比例讓很多投資機構對該行業望而卻步。熊華文說：“為什么儲能產業大部分應用還是處于微利甚至虧本狀態，是因為系統的價值在現有的市場和各種價格體系中沒有得到很好的體現，單體價值和系統價值之間已經出現了脫鉤和分離。而從整個系統的角度分析，通過儲能，可以實現減少發電能量;同時可以減少棄風、棄光，相對應地可以減輕輸電和配電的投資壓力;同樣可以提供低成本的輔助服務，較好地調峰、調頻，終端通過加入儲能系統;可以降低容量電費，同時實現分時電價的套利，最后可以降低終端的用電成本。因此，我們需要通過市場設計、機制設計把儲能產生的系統價值在不同的利益主體之間進行合理的分配，完全不考慮系統價值，只考慮能量價值分配機制和格局肯定是不對的。實際上，電力市場化改革是可以助推儲能行業的發展，但并不是唯一條件。”

    雙登集團股份有限公司總裁周平認為，儲能的發展，內因才是決定性因素。儲能產業靠政策、靠商業模式是不具備生命力的，政策補貼是暫時的，最后落腳點一定在產品。不僅如此，儲能一定要創造價值鏈的共贏，儲能上下游企業，包括同行之間一定要營造共創、共生、共享最終共贏的局面。