中关村储能联盟:到2025年中国电化学储能装机规模

储能的应用能够改变我国传统供能用能模式，对推动我国能源结构转型、消费侧能源革命、保障能源安全、实现节能减排目标具有重大意义。

文 | 张静

中国能源研究会储能专委会

中关村储能产业技术联盟

储能的发展已经受到我国政府主管部门、电力系统、新能源、交通等多行业、多领域的普遍关注和支持。

储能的成长不再是一个孤立技术的发展，它已经在近期发布的多个国家政策中被定义为能源、特别是新能源以及电力系统的支撑技术和重要组成部分。

储能系统在大型地面可再生能源电站、输配侧、以及用户侧的应用可以促进大规模可再生能源的消纳，提高风光的电源比例、提高供应侧的调节能力以及电能的利用效率，降低化石能源用量，节能减排，降低环境污染。

近期，在电力体制改革的推动和能源互联网应用发展的前提下，包括储电、储热等在内的广义储能技术更是大有可。作为一个重要环节，储能灵活地配置在能源的供应、传输、应用全链条，实现了多能互补、优化使用等功能。

储能的发展将和我国能源发展、电力发展和改革相辅相成，成为未来能源领域的一支创新力量。

回顾储能产业的发展，可以追溯到2000年初，历经十几年，储能走过了技术研发、示范应用和商业化初期三个阶段。虽然储能的发展经历了艰难困苦，但也是一条充满了创新和成功的道路。

2011年，从无到有，储能技术走出实验室，在我国第一个大规模储能示范工程，“张北风光储一体化”，项目中崭露头角，迈出了产业化发展的第一步。

随后几年，储能产业步入快速发展的轨迹。

根据CNESA(中关村储能产业技术联盟)统计数据，截止到2017年，我国电力储能(含抽水蓄能)行业(2000年-2017)累计装机规模为28.88GW。

其中电化学储能的发展速度最引人注目，2017年底的累计装机规模近390MW，年增长率为45%;

2016-2017年我国规划和在建的项目规模已经接近1.6GW，是2000-2015年累计规模的10倍，我国储能产业正迅速从示范应用向商业化初期发展。

产业发展的速度令人欣喜，但发展过程中出现的一些问题也逐渐显露，一定程度上又制约着储能的商业化进程。

作为新兴技术，对储能在电力或能源市场服务身份的认定、储能参与市场的价格和机制的建立健全、技术成本的下降、技术性能和安全性的提升、行业标准和检测认证体系的搭建等都是产业发展中存在的共性问题，也是保障储能产业实现赢利、保持可持续发展所必须解决的问题。

为了进一步推动储能产业的健康有序的发展，2017年10月11日，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》，《指导意见》是我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策。

在产业发展的关键时期，政府出台政策，确立了我国储能产业从短期到中长期发展的方向，明确了产业近十年的发展目标;确立储能发展的五大领域、十七项重点任务的同时，也从政策法规、示范应用、补偿机制、社会投资等方面为任务的落地实施制定了保障措施。

针对储能发展面临的主要问题，《指导意见》强调储能的市场化发展，探索建立储能规模化发展的市场机制和价格机制;强调储能的发展要与我国电力体制改革、能源互联网产业发展相结合。

现阶段，储能产业市场化发展的最大障碍之一就是现行的电力市场难以对储能应用所实现的价值进行量化，储能在市场中也就无法真正实现其作为商品的属性。因此，对于大多数的储能应用场景来说，确立储能的参与身份是第一步，制定合理的价格(补偿)机制则是更重要的第二步。

目前，储能在我国电力市场主要有四个应用领域:可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧。

根据CNESA统计数据，截止到2017年底，我国电化学储能在可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧的安装比例分别为29%、9%、3%和59%;

与2015年相同领域的安装比例相比，辅助服务提升了7个百分点，用户侧的比例提升了3个百分点，这也是储能应用最具赢利潜力，有望率先实现商业化的两个领域。

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