“十三五”储能市值有望达千亿

       近年来，在技术进步和政策利好下，储能市场空间不断拓展。技术应用层面，出现了适用于电网的集成功率达到兆瓦级的电池储能技术；在应用领域，储能技术在电力系统的应用已从电网扩大到发电侧和用户侧，从削峰填谷、调频服务扩大到新能源并网、电力输配和分布式发电以及微网。

       而在业界颇为关心的商业模式方面，“当前储能在新能源并网、电力辅助服务、微电网、工商业用户侧、通信以及应急电源领域正逐步摸索商业化的应用模式，有些已经初步实现有条件的商业运行。”刘勇说。

      尽管目前针对储能的实质补贴政策尚未出台，但业界普遍预计储能不久之后或将迎来爆发。“随着技术的进步、装机量的扩大、成本的降低以及市场机制的完善，大规模储能应用将迈入发展的黄金时期。‘十三五’期间有望达到千亿市场规模。”这代表了业界的共同预期。

      国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示，随着电化学储能技术成熟、成本的快速下降以及分布式能源加速开发利用，再加上电力市场化改革和相关产业政策的支持，储能将得到更广阔的应用空间。

      “‘十三五’期间，储能重点领域依次为分布式发电及微网、调频辅助服务、新能源并网，应用场景主要集中在配网和电源侧。预计2020年我国储能市场规模有望达到15GW，其中分布式发电及微电网、调频辅助服务、新能源并网分别占50%、20%、20%。”李琼慧预计。

       商业模式处于探索期

       尽管储能市场增速明显，但在整体装机上仍远逊于其他新能源，虽然成本相较几年前大幅下降，但相比其他能源形式，储能高成本依然是跨不过去的一道坎。

      “装机来看储能依然是雷声大雨点小，投资回报期仍然比较长。”刘勇直言。据了解，在山西、河北用于电力辅助服务的投资回报周期大概在3—4年左右，而在京津冀、长三角、珠三角通过峰谷电价差盈利的用户侧储能系统铅炭电池投资回报期大概在6—8年，锂电池储能系统需要8—10年左右。 

      储能应用分会通过对全国储能产业巡回调研得出的数据显示，现在铅炭电池的建设成本基本上每千瓦时在1000—1200元左右；锂电成本约为1500—2200元，2018年锂电成本有望达到1200—1400元。

      储能具有调峰、调频、稳定系统输出、备用电源、调高调度灵活性等多重功能，价值有目共睹，但在当前市场环境下，价值并不能很好得到体现。不过这并未阻挡企业布局储能的热情，不少企业“摸着石头过河”，逐步探索储能发展的商业模式。

      科陆电子储能技术研究院高级研究员江卫良指出，就用户侧储能而言，其市场容量很大，应根据电力系统源—网—荷协调发展的需求，对大电网、区域电网及配电网内所应配置的用户侧储能规模进行整体规划，对电力供应紧张的区域进行政策扶持和引导。

      “用户侧储能商业化的关键问题在于降低成本和提高收入。一方面，通过产业链整合、技术进步、批量化、标准化、智能运维等方式来降低项目整个生命周期内的成本；另一方面，可以通过峰谷差价套利、优化调度、实现储能和售电相结合、参与需求侧响应等方式来提高用户侧储能项目的收入。”江卫良表示。

      据悉，依托完善的储能解决方案及储能系统集成能力，科陆电子在佛山力源削峰填谷、北京拉斐特酒店储能等项目中均有不错表现。

      南都电源则于2015年首创了“投资+运营”模式。该模式类似于合同能源管理，通过与客户签订节能服务合同，为客户提供包括用电诊断、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。

      “这一创新的商业模式将在用户端、第三方储能企业等投资主体、储能产业基金等金融机构之间形成有效的利益分配机制，加速推进储能的商用化规模应用。”南都能源互联网总经理于建华坦言。

      另据了解，为推动储能产业后续发展，南都电源已成立70亿元的产业基金，投资开发规模总签约量超过2GWh。