2018年以来，我国电化学储能市场出现爆发式增长，其中电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧，占比达到42.85%。但进入2019年，储能产业罕见下滑，一季度，国内新增投运电化学储能项目的装机规模仅为50.5兆瓦，同比下降13.7%，环比更是下降84.2%。
我国电力储能的市场前景如何?储能商业化之路还要走多远?华能清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义认为，当前，我国电力行业储能正呈现出平稳发展态势，突破安全和技术的关口后，储能的商业化应用市场潜力巨大。
储能成电力行业“新宠”
储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。
电能具有发输供用实时平衡的特点，储能技术的出现，改变了电力工业即发即用的传统模式。当前，储能技术在电力系统细分领域的应用，主要包括可再生能源接入储能、电网调峰、调频储能、配电侧分布式储能和用户侧分布式微网储能。
近年来，我国储能市场规模保持高速增长。数据显示，2011～2018年，储能年均增长率约为50%。从装机规模看，截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模31.3吉瓦，占全球市场总规模的17.3%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为29.99吉瓦;电化学储能的累计装机规模位列第二;从地域分布看，抽水蓄能主要分布在华东地区、南方电网经营区内各省份和华北地区，电化学储能则主要集中于新能源富集地区和负荷中心地区;从应用场景看，抽水蓄能主要在电网侧承担调频、事故备用、黑启动等任务，电化学储能则在电源侧、电网侧和用户侧都有应用。
刘明义在接受记者采访时指出，物理储能的优势在于全生命周期造价低、安全性高，同时可以做大规模。他认为，抽水蓄能仍然是目前最成熟、最经济的储能技术，短期内，在储能应用中仍将占据主导地位。而相较于物理储能，电化学储能效率更高、配置灵活、响应更快速，目前，各种应用场景正不断被开发出来。
近年来，随着可再生能源装机规模迅猛增长，弃水、弃风、弃光等问题日益突出，而储能是解决这些问题最具有前景的技术。“对电力行业而言，储能并不是刚需，如何发挥储能优势，使它成为必需品，可再生能源是一个重要的点。在以清洁化、低碳化为总体目标的能源转型发展之路上，我国需要发展风电、光伏发电等新能源。储能在提升电网灵活性、安全性、稳定性，提高可再生能源消纳水平方面具有独特优势，新能源发电市场的快速发展为储能带来了巨大的发展机遇。”刘明义表示。
储能技术产业化发展有利于推动非化石能源大规模的应用，更有利于推进我国在全球新一轮能源技术革命和产业变革中抢占先机及国际影响力。让能源转型和应对气候变化的蓝图成为现实，必须加快储能技术与产业的发展。
越是市场过热之时，越需要冷静思考。储能产业背后的商业模式、市场机制、安全标准等是否足够健全、能否支撑储能产业持续健康发展，促成储能产业真正商业化发展的条件是否具备等都是现阶段需要透过项目建设热潮进行深思的问题。
目前，储能已经逐渐从电力行业的“新生儿”成长为“新宠”，通过近两年总体发展的现状来看，电化学储能累计装机规模仍维持增长，只是发展速度稍有波动。刘明义认为，一个新兴市场出现这种情况十分正常，市场过热发展反而不利于企业静下心来认真思考，直线高速增长并非好事。
“储能+可再生能源”组合模式是最大亮点
近年来，随着光伏、风电成本的下降，可再生能源的商业化应用逐渐成为可能。而可再生能源发电的瞬时性和不稳定性以及消纳问题严重拖慢了行业发展的步伐。随着能源结构的调整，可再生能源占比不断提升，而储能的优势决定了其与可再生能源发展息息相关。刘明义表示，储能与可再生能源的结合是我国乃至全球储能技术应用的必然发展趋势。
实际上，国内近几年已经出现了可再生能源与储能结合的成功实践。记者了解到，今年7月，青海全省实现连续15天全部清洁能源供电，打破全清洁能源连续供电时长世界纪录。全清洁能源供电的背后，除了青海省良好的风光资源条件外，离不开储能技术的强力支持。据悉，此次参与青海“绿电15日”的储能电站为鲁能海西100兆瓦共享储能电站，15天内累计放电50.12万千瓦时，有效发挥了调频调峰、平衡输出、缓解波动等作用。目前，除了青海，山西、江苏、浙江等地区均已开展储能应用示范等工作，推动储能与光伏、风电等可再生能源结合的发展。
据刘明义介绍，华能集团青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目，是中国首座规模最大的商业化光储电站，主要包含光伏电站1座，储能电站1座。其中光伏电站容量为50兆瓦，全部采用310瓦多晶组件，设立50个常规集中式1兆瓦子方阵，以5回35千伏电缆电路接入站内35千伏母线，经35千伏线路送至光伏园区110千伏汇集站，经升压后并入电网。
该电站实现了以储能技术平滑和调控波动电源、保障新能源发电高比例接入电力系统的成功应用示范，电站的储能系统与光伏系统的结合，可有效弥补和抑制光伏发电的随机性、间歇性和不稳定性，对改善光伏发电品质，协助电网调峰，平滑输出电能，提高电网稳定性等具有重要的作用。“电站通过两年多的运行，充分验证了大规模储能和新能源联合运行的良好效果，‘储能+可再生能源’模式正在不断发挥效应。”刘明义说。
根据国家能源局公布的数据显示，2018年，新疆、甘肃和内蒙古三省区弃风弃光电量超过300亿千瓦时，占全国总弃风弃光电量90%以上。在破解这一困局的过程中，储能的作用进一步凸显，成为能源市场的“刚需”。西部地区因其特殊的地理位置与环境因素，清洁能源存在消纳难、外送难、调控难等问题，储能是清洁能源得以充分开发利用的最佳技术支撑和有效的解决途径，且西部可再生能源对储能技术应用的推动，势必将成为中国储能行业快速发展的重要支撑。
华能集团布局的“两线”、“两化”战略，在西部地区建设大型电网友好型清洁能源基地，积极研发大规模储能技术，在大规模的能源基地配备一定比例的储能系统，可以有效地起到平滑输出、基地调峰、提升大型能源基地电能质量的作用。
安全是目前产业亟需解决的难题
2018年7月，韩国全罗南道灵岩风电场储能电站的火灾事故，引发了全球对于储能系统安全问题的关注。火灾爆炸是储能系统最大的安全风险，此外，来自于电气系统的高电压和来自于电池系统的有害化学物质等也会对人体造成伤害。
如同21世纪初期的光伏产业，当前的电池储能行业也是一个体量不大但飞速增长的市场。据不完全统计，2018年，中国的电化学储能新增装机超过600兆瓦。而截至2017年底，中国电化学储能累计装机才390兆瓦，2018年装机量已经超越了过去几年的总和。
过去两年，储能市场逐渐升温，各路资本相继进入，参差不齐。进入一个全新的行业，不少企业也是“摸着石头过河”，需要和客户一起挖掘市场，找到新型的应用场景，逐步探索出储能的商业发展模式。在市场不成熟的前提下，从业主、投资商到设备商，更在意的是价格和成本，对产品的风险控制和安全并没有足够的认识。
同时，在目前多种技术路线并存的情况下，安全性成为储能产业发展所需要面对的一大难题。例如，大功率充放电对电池寿命的影响、频繁充放对电池剩余电量的影响等。同时，储能系统是一个复杂的体系，不同的技术路线所发生安全问题的原因不尽相同。
刘明义认为，储能行业的发展，安全性仍是至关重要的因素。目前，储能的多重价值已初步显现，具有广阔的市场潜力，但在安全性方面依然面临挑战，未来仍需在技术上打好基础。
同时，在行业处于大规模应用的初期，储能电池性能指标模糊、规划设计简单、储能火灾消防还欠缺研究和技术支撑，电化学储能电站的性能及安全还存在很多关键问题亟待解决。业界迫切需要建立健全储能技术标准和检测认证体系为电站质量“保驾护航”。
刘明义告诉记者，标准滞后已成为行业面临的现实问题。储能行业的国家标准数量还太少，很多工作的开展依旧没有规范可循，也没有相应的安全制度与监管。
在经历过初创期的突飞猛进之后，储能已经蓄积了一定的市场规模，行业已经到达了一个新的平台期，市场发展初期积累的一些问题也开始逐步显现。起火事件无疑给整个产业敲响了警钟，安全成为行业必须着手解决的问题。
技术创新是产业发展突破点
2019年7月1日，国家能源局、国家发改委、科技部、工信部四部门联合印发《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019～2020年行动计划》。行动计划提出，要加强先进储能技术研发，集中攻克瓶颈技术问题，使我国储能技术在未来5～10年甚至更长时期内处于国际领先水平。
刘明义指出，储能行业能否持续稳定健康发展，最根本的是技术创新。要集中攻关一批关键核心技术，比如变速抽水蓄能技术、大规模新型压缩空气储能技术、化学储电的各种新材料制备技术、相变储热材料与高温储热技术、储能系统集成技术等。
目前，电化学储能技术凭借其高效率、灵活性、响应速度快等优点，在电力储能市场逐渐占有越来越重要的地位。据悉，目前的电化学储能主要包括电池和电化学电容器的装置实现储能，常用的电池有铅酸电池、铅炭电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池等。
电池储能作为电能存储的重要方式，具有功率和能量可根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量化生产等优势，使得电池储能在配合集中/分布式新能源并网，电网运行辅助等方面具有不可替代的地位。近年来，各种新型的蓄电池被相继开发成功，并在电力系统中得到应用。
记者在采访中获悉，国家风光储输示范工程是以“电网友好型”新能源发电为目标，是目前世界上规模最大，且集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源综合示范工程。其中，一期工程建设风电98.5兆瓦、光伏发电40兆瓦和储能装置20兆瓦，并配套建设220千伏智能变电站一座。通过大规模储能电站监控系统实现了对多种储能设备的协调控制和能量管理，具备平抑可再生电源出力波动、辅助可再生电源按计划曲线出力及调峰填谷等各项功能。
“目前除抽水蓄能之外，我国储能技术基础薄弱，电池研发制造技术等关键节点与国际先进水平存在差距，部分技术还停留在实验室阶段，走向商业化应用还不够成熟。当务之急，是要统一电池行业和电力行业的认识。”刘明义表示，技术的不断进步也使储能规模化商用成为可能。动力电池制造业研发水平的提升及产能的扩大使储能产业从中受益。同时，各方研究机构正致力于海水蓄能、新型液流电池、有机钠离子电池等新型储能技术的研发，以满足不同应用场景的需求。
市场选择才是长久之道
2018年以来，我国储能项目推进加快，近期行业对储能市场发展偏向乐观，主要有两个方面的原因：一是对储能产业发展有利的政策不断出台。包括2017年10月《促进储能技术与产业发展的指导意见》，特别是2018年7月2日，国家发改委发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》明确指出，要利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差获得收益。完善居民阶梯电价制度，推行居民峰谷电价。二是电动汽车产业发展带来的效应。我国目前对储能项目没有补贴政策，而电动汽车的补贴政策刺激了电动汽车动力电池产能短期内快速增长，储能电池成本快速下降。特别是2018年以来，一些电池生产企业在激烈市场竞争中为保持产能利用率，降价电池销售价格，从而为储能提供成本较低的电池供应。
记者了解到，不同于风电、光伏发展初期国家的补贴政策支持，国家对于储能产业似乎并不打算进行直接的补贴，而是交由市场去决定。在《关于促进储能技术与产业发展指导意见》中，提出“十三五”期间要使储能产业达到商业化初期。
刘明义告诉记者，储能行业想要健康持续发展，最好脱离政府的政策补贴，交由市场自由竞争和选择。
事实上，在目前的阶段，储能的项目已然很多，但是主要的商业模式集中于发电侧、用户侧以及辅助服务市场。尽管我国还处于电力市场的初级阶段，辅助服务补偿的价格机制仍不明朗，但在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。
储能商业化之路还要走多远?
“培育商业模式”已成为储能行业的关键词。而储能产业真正实现商业化持续发展，完善的产业政策、健全的市场机制、齐备的安全标准等条件缺一不可。特别是电力市场环境的形成，对储能商业化发展至关重要。刘明义认为，尽管储能发展势头积极向好，但大部分储能项目仍处于示范阶段，尚未达到商业化应用水平。
“目前，我国储能商业化应用面临成本偏高、技术路线不够成熟、项目投资回报周期长、商业模式不清晰、系统安全性有待提升、缺少价格激励政策等挑战。也面临诸多不稳定、不确定的因素，需要应对很多可以预料和难以预料的风险挑战。”刘明义表示。
值得注意的是，成本高且不具备盈利性，是储能产业化的最大“拦路虎”。绝大部分储能项目普遍存在建设成本高、盈利能力不足的问题，也缺乏可预期的收益以吸引资本跟进。
那么，在当前的行业发展背景下，如何更好地体现储能在能源服务中的价值?在刘明义看来，现阶段，我国还未形成储能技术与产业化的政策体系和价格机制，并且储能参与电力市场的机制也不健全，市场化交易机制和价格形成机制的建立仍需一定时间。
同时，他指出，积极参与示范项目、推进储能技术创新，是储能企业的主要着力点。产业各方要秉承市场开放的思路，创造多元主体参与市场的新局面，以先进的市场化理念推动储能产业发展和技术应用。一是进一步解决储能参与市场的身份问题，推动独立储能和用户侧储能参与电力市场，在调度和交易规则层面予以适当明确;二是创造性地实施储能参与现货市场交易，创新验证储能商业模式;三是丰富市场主体参与电力系统服务的工作机制，改善储能参与系统服务的补偿机制，实现各领域储能价值的多重体现。
产业发展仍需政策支持，如何挖掘更多的储能应用价值，提升储能项目经济性，是储能产业当前发展需要关注的焦点。记者了解到，目前，东北、福建、甘肃、新疆、山西、南方区域等省份和地区都出台辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。因此，需要建立和完善储能服务发展直接关联制度条件，包括清晰的发展目标、持续的可再生能源激励计划、构建储能标准体系、储能采购激励措施等。
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