首页

 

　　中国的抽水蓄能占99%，电化学储能是1%。目前的储能领域有竞争，也有互补的关系，值得关注。负荷增长率很快。中国电池的配比，可再生能源、并网、分布式发电和微网，这些统计结果不代表未来的发展趋势，很大程度上电池的应用是取决于商业模式，商业模式取决于能源政策。储能领域更愿意把它称之为是一种服务，电力系统可以过的很好，如果有服务可以更大的提升效率，减少浪费。

 

　　成本下降。锂离子电池、铅蓄电池和液流电池，不同的技术利用率不一样。这张图讲成本下降，2014年-2017年成本下降了56%-60%。最新的成本是九毛钱，市场销售价格一块四，比这个低一点。做储能项目就是系统的投资，而成本再下降50%，也是未来三到四年的发展远景。

 

　　看电池新技术，先去研究锂离子电池。不管是固态电池还是硫电池，未来的5-10年是相对清晰的。传统的电池规模下降也是相对清晰，标杆技术的情况下，其它的技术会知道未来是有没有机会。

 

　　电力行业应用很多，国内模式里有具有代表意义的案例。2015年的储能项目，利用多种储能技术。商业模式背后是电网给风电厂的调动优先。储能能做的事有很多，核心问题还是在现有电力付费体系下，以及政策和未来的发展方向，让可再生能源并网侧的储能参与，而且干活可以拿到收益。用电用户需要付费，不管用的时间多久都得付费。节省用电，付差额费用。

 

　　辅助服务。国外电力市场最多存在辅助服务的市场机制，国内电力市场还没有建立起来，现货市场还在试点。国内虽然没有电力市场的辅助服务，但调频的事并不是刚需，电网参加电力辅助服务的机制，刚好机组改变性能，增加机组做辅助服务的性能。在建的工程项目成本比当时低很多，成本下降和电力辅助服务和电站需求两个维度，促使储能产业发展加速。

 

　　中国储能商业化发展前景。个别的电站有盈利模式，西北主要依托老旧的光伏电站电价高，但限电比较严重。辅助服务市场有问题，因为不是国外电力现货市场的概念，有辅助服务的需求。北美有5%的可再生能源比例，它的辅助服务占电力市场2.5%。英国的比例高达到27%，27%的可再生能源装备里，服务交易额占电力市场7%以上。用电侧如果能够参与到电力需求侧的补偿机制或者调峰调频的机制，它的经济性会改善。随着成本的减少逐渐形成竞争力，如果再在政策环境的推动，会看到它的加速发展过程。

 

　　车电互联。电动汽车的规划发展很精细。十年内，从用户侧的系统经济上来说比汽车有优势。这只是时间问题，电动汽车的发展电网是很大的支撑。如果我们要利用起来，那对电网产能的成本非常低。储能如果很便宜，那在使用时会拓展的更广。

 

　　国内储能直接间接政策。国内对储能重视的比国外缺乏，从十二五开始逐步重视电池。很多政策可以看到储能是支撑的技术，不同的项目进行支持。五部委10月份刚刚发布政策，能源局、发改委、财政部、科技部、工信部出台的关于储能发展指导意见，给储能产业备书。因为它的核心是不同领域，核心技术是一方面，主要针对商业化。可再生能源，电力系统的灵活性，用电侧和储能多元化等有明确的政策支持点。给系统提供了服务，电力系统给你补偿。现在的补偿应该给功能价。后续需要储能项目的从业者和参与者推动区域性的地方辅助服务的补偿政策，补多少应该有参考体系。要建立系统化的体系支撑产业发展。2011年是一批示范项目，2013年项目纯粹是进入示范，大家研究技术可行性。2015年企业开始做商业化的示范，有可能会产生一定的效果。用电侧和辅助服务以及发电侧，都可以看到行业的发展历程。发电侧储能的调频辅助服务，电网侧有大规模的储能调峰电站。用户侧包括光伏和储能以及智能逆变器，国外来看会把电力辅助服务进行完善。

 

　　2016年储能开始加速，原因之一是成本下降。2020年抽蓄规划规模为40GW。