太阳能照明成本偏高成为制约储能规模化发展的关键所在

　　缓解新能源消纳、调峰调频、提高电能质量，储能在保障电力系统稳定运行方面发挥着重要作用。但与之不相称的是，该产业目前仍未进入大规模商用阶段。

　　近期，国家电网下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》中指出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设”，储能产业的未来发展再次引发关注。

　　中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，截至2019年6月，中国储能市场累计装机31.37 GW，其中电化学储能累计装机1160.8MW，占比3.7%。2018年，我国电化学储能实现了突破性发展，首次步入“GWh时代”。

　　近年来，我国储能市场规模保持高速增长，电化学储能发展迅速，2011-2018年间平均增长率约为50%。主要受益于以下几个方面：政策利好为推动储能产业在商业模式创新、技术标准建设、定价机制研究等方面提供了有效支撑，动力电池制造业研发水平提升及产能规模扩大使得储能产业发展受益，储能应用市场向电网侧、发电侧、用户侧、5G基站、应急电源、微电网以及社会化服务功能设施等多领域多元化发展。

　　但也应看到，尽管政策密集出台，储能产业政策体系整体上仍有待完善。一是相较国外储能产业发达国家，我国落地性财税、资金支持政策仍然缺位，如何通过财税手段促进产业关键技术研发和装备制造水平提升尚缺乏具体细则；二是电力市场环境尚不成熟，虽然调峰调频等辅助服务市场建设进度加快，但相关服务价格并非基于市场化定价，太阳能门户，支持政策和市场规则存在不确定性。

　　当前，储能产业可持续发展存在重重阻碍，储能产品自身的不完善很大程度上制约了产业发展，面临的主要难题体现在四个方面：

　　其一，不同储能技术的技术瓶颈存在差异。近年来，虽然电化学储能技术在能量密度、转换效率等技术指标上提升较大，但循环寿命、容量等级等技术指标表现仍离电力系统元件长寿命、大容量的要求存在差距。此外，部分电化学储能技术运行或回收过程存在环境效益风险，动力电池梯次利用仍存在电池剩余寿命及一致性评估等技术不成熟的问题。

　　其二，电力系统的不同应用环节对储能装置的放电时间和功率等级的要求不同，技术特性的局限决定了某一类储能技术只适用于特定应用场景。从电力系统需求与储能技术的匹配来看，电化学储能持续放电时间相对较长，能量转化效率相对较高，充放电转换较为灵活，更适用于削峰填谷、改善电能质量、提供紧急功率支撑等对存储能量规模、持续放电时间有一定要求的系统工况要求。通过组合配置不同储能技术，可实现不同储能功能的互补优化，更为全面地满足系统需求。

　　其三，储能电站安全性有待提升。随着电池能量密度和功率密度的提高，发生事故的危险性将增大。储能安全事故不仅容易产生火灾风险、造成人身事故和财产损失，更为不利的是，将严重影响政府、业界和民众对储能技术应用的信任度，极大制约产业健康发展。

　　其四，储能成本是决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数。储能电站全生命周期成本可以分为安装成本和运行成本，其中安装成本主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本。同时储能电站成本还包括融资成本、项目管理费等附加费用。因此，成本偏高成为制约储能规模化发展的关键所在。

　　从目前各应用环节看，电储能设施未被纳入输配电价，电网侧储能发展从去年的强劲增长到今年上半年的快速下滑，投资成本疏导和商业模式有待探索；电源侧盈利较强的调频辅助服务市场竞争日趋激烈，在越来越多的储能系统集成商以及项目开发商部署调频储能市场的背景下，价格战愈演愈烈，在有限的盈利空间中，储能调频项目的投资回报周期正逐渐延长，部分地区或正逐步退出调频市场；用户侧储能单个项目规模小，布局分散，受市场关注度相应下降，发展速度放缓、峰谷价差套利不确定性增强；虽然从远期来看，电力系统应用储能的驱动力是新能源的大规模应用，但是目前国内“新能源+储能”模式推广和被接受程度还较低，储能经济性还无法有效激励新能源电站主动配置储能解决弃电问题，相关新能源侧储能项目仍以示范性质为主。“新能源+储能”模式的盈利主要来源于增加的新能源消纳收益以及降低的弃风弃光考核费用等，缺乏储能与新能源的利益分配机制。光伏配套储能项目仅在西藏等少数地区的度电成本较当地标杆上网电价具备竞争力，对全国其他地区吸引力不强。