行业深度观察丨储能领域大发展需优化生态圈

发布时间：2017-05-12 来源：中国电力报

近年来，我国新能源、动力电池行业快速发展，储能作为与其有着直接或间接关系的配套服务领域，发展前景终现明朗。然而，从示范化验证到商业化应用，储能规模化推广，行业观望情绪仍然明显。

　　中国工程院院士杨裕生在4月24日于苏州召开的 “2017第七届中国国际储能大会”上表示：“目前，我国的动力电池研究正以空前速度发展，而且势头强劲，但是对于储能电池的研究政策较少，希望得到相关部门重视。”在现有政策环境下行业发展何去何从。以创建利于储能自身健康发展的综合生态圈为政策发力点的建议在业内呼声渐强。

　　引前车之鉴，政策更需谨慎

　　从传统的通讯、电力备用电源到独立户用系统、离网电站、微电网，再到动力电池、大规模电力储能……储能以不同应用场景、多种技术路线渐渐走进人们生产生活中。

　　重发轻用的传统用能观念打破后，能源供给侧结构性改革把发展焦点移至电能储与用的环节。电能的充放需求对蓄电池行业提出拷问。

　　在政策红利的惠及下，自2015年一场由新能源汽车应用掀起的用能革命，率先撕开了蓄电池需求快速增长的口子。据了解，2015年开始动力电池跟随新能源汽车产销量崛起，从2014年的仅3.7吉瓦时的出货量跃居至2015年15.7吉瓦时，同比增长超过3倍。2016年有产量的新能源汽车搭载电池总量达28吉瓦时，与2015年同期相比增长79%，超过2015年全年动力电池出货量近12吉瓦时。

　　同为并蒂连生，电力储能近年来新增装机情况却难以匹敌。据了解，2015年我国储能系统累计装机容量33.7吉瓦，化学储能累计装机容量9.7吉瓦。其中，基站备用电源装机容量占比98.5%，国内化学电池储能市场规模约150兆瓦左右。

　　纵观全球储能产业发展，补贴政策发挥的作用不可估量，在我国新能源汽车产业政策的助推下，动力电池产能增长、技术研究、成本下降均呈现快速发展态势。但是由于行业补贴政策制订过于粗旷，滋生骗补等乱象。

　　银隆新能源有限公司董事长魏银仓表示：“当前国家大力发展储能，同样是应对环境压力与解决能源转换效率的迫切需要。”储能行业如何发展，应吸取前车之鉴，政策出台更需谨慎。

　　不同于其他应用场景，电力储能市场是一个更为健康稳定的市场,贯穿于发电、变电、输电的一体化环节，要求项目开发具备投资规模化、经营稳定化、产品安全化三大属性。

　　技术路线的多样性也使得电力储能具备条件选择甄别。魏银仓表示：“对于储能领域的研发，首先要解决材料的零应变问题。零应变的解决手段就是纳米化，纳米化的最合理工艺是湿法纳米材料。新能源的核心是电池，电池的核心在于材料，材料的核心在于负极，负极的核心在纳米材料的结构。”据了解，具备了纳米级钛酸锂材料的储能电池应用于电力储能领域属于成熟型产品。在美国的服务历史已超过20年，在欧洲国家也有应用。

　　对标抽蓄，方可精准扶持

　　“政策的引导，并不一定单指补贴政策，合理的政策环境会引导产业健康发展，产能提高、成本下降，这也是一种对产业的培养和扶持。”魏银仓表示。

　　对于构建储能生态圈，山东圣阳电源股份有限公司副总经理隋延波亦有共识。

　　隋延波表示：“靠等新能源大力度补贴政策支持，犹如一剂猛药并不现实，相比之下履行共建共享的概念形成兜底政策更具现实意义。”

　　众所周知，抽水蓄能是目前最经济、最成熟的储能方式。对标抽蓄政策，双调电价1.2元、站内损耗全网公摊，抽蓄系统按效率75%计算，鉴于储能技术成本高低不同，统一按上网电量计算补贴25%的损耗，让储能市场按照抽蓄政策予以开放。

　　隋延波表示：“对标抽蓄的双调整策，利用可利用空地，网到哪里、储到哪里，分布式、广泛建设储能电站，集控产生‘大规模储能’的调峰效应，形成所谓的‘云储电站’。”

　　推动分布式储能在源网储用规模化建设，发挥大规模“云储电站”效应，有效解决当前的弃风弃光问题，联结能源互联网，推动可再生能源高占比化发展。

　　针对上述抽蓄政策兜底、云储电站导向，政策层面设计退坡机制，按上网1.2元、充电（谷时）0.4元为基础（峰谷差0.8元），峰谷差通过适当压低充电电价、相应提高上网电价，如2017年峰谷差设定为1.04元 （0.8元*1.3）、2018年峰谷差设定为0.96元（0.8元*1.2）、2019年峰谷差设定为0.88元（0.8元*1.1），2020年分步走到市场化的0.8元峰谷差。云储电站需要共建、共享，需要源网短期支持（峰谷电价）、长期收益，由于涉及峰谷差的问题，需要电源和电网的协同。

　　如此无需财政额外支出，建立储能规模化应用的底盘式支持政策，引入电价峰谷差退坡制度或许可以为电力储能提供一种有效运行机制。

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