4月2日-4日，儲能國際峰會暨展覽會2018在北京舉行。中國能源研究會儲能專委會和中關村儲能產業技術聯盟聯合發布了《2018儲能產業研究白皮書》(下稱《白皮書》)。《白皮書》數據顯示：截至2017年底，我國儲能項目累計裝機28.9GW，同比增長19%，電化學儲能累計裝機389.8MW，同比增長45%。2017年電化學儲能新增和在建的項目規模為705.3MW，預計短期還將保持高速增長。從新增電化學儲能項目應用分布看，2017年用戶側領域新增裝機規模最大，占比59%，集中式可再生能源并網領域次之，占比接近25%。

用戶側發展迅速

用戶側占比高達59%，說明儲能商用在此方面已經初步探索出一條路徑。《白皮書》顯示：在用戶側，2017年儲能企業在江蘇、北京、廣東等經濟條件較好、峰谷價差大的地區密集推進商業示范項目的部署開發,“投資+運營”成為現階段國內推進工商業用戶側項目開發的主要模式。

廣東猛獅新能源科技股份有限公司王堉接受記者采訪時表示，該公司在陜西定邊的儲能項目，電價差可以達到0.9-0.95元/kwh，以此計算，投資儲能項目的收益非常可觀。今年公司還會在定邊地區再投資20MW——50MW的儲能項目。

此觀點也得到了中天科技集團工程運營支持部經理譚清武的印證。他介紹說，目前用戶側儲能在峰谷電價差較大地區發展態勢良好，投資一般在6年左右即可收回成本，如果把防止斷電損失等加入收益分析中，甚至可以做到4至5年收回投資成本。

借新能源發展的東風

新能源高速發展帶來的電力系統靈活性和消納問題，暴露出傳統電力運行和調度機制存在的瓶頸，這將進一步提高了儲能在集中式可再生能源并網領域的應用價值和發展潛力。從集中式可再生能源并網方面使用儲能的占比看，儲能借了新能源高速發展的東風，也在快步前進。

《白皮書》顯示：以青海直流側光伏儲能示范項目為代表，光儲領域開啟商業模式探索;以吉林風電場熱電混合儲能項目為代表，電儲能與儲熱的綜合應用成為解決電力系統調峰和可再生能源消納的新探索方向。

譚清武介紹該公司在江蘇一個光伏儲能項目時說：“我們把儲能電站接入光伏直流側，存儲棄光限發電量、錯峰平滑上網獲得收益，為行業性棄光問題提供了新的解決方案。該項目于2017年8月16日并網投入運行，到目前為止累計充電量189.37萬KWh，累計放電量183.66萬KWh，系統交流側轉換效率達96.98%。”

不少儲能廠商也紛紛表示，目前除了用戶側之外，他們大多跟集中式光伏電站合作開展光伏+儲能或者風電+儲能的項目，取得良好的經濟效益的同時還兼顧社會效益。

找到商用切口實現規模發展

譚清武認為，目前儲能發展存在兩大弊端，一是商業模式單一，二是缺乏統一的政策標準體系。由此可見，儲能未來的發展取決于多元化的商業模式和政策的支持力度。儲能的賺錢模式因此不能完全依靠峰谷電價差，在輔助服務領域，仍需同步發展。

從2017年的政策發展趨勢來看，《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》以及東北、山東、福建、甘肅、山西、新疆、河南和南方區域相繼出臺支持儲能參與調峰調頻的相關政策，上述政策出臺，使得儲能在輔助服務領域的應用持續加溫。

《白皮書》指出：“2017年，我國在政策上已經賦予了第三方利用儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務的權利，相關運行機制和補償價格也在醞釀和試行中，未來用戶側儲能的商業模式有望與電網側的商業模式逐步融合。”

未來，隨著我國電力體制改革政策的落實、電力現貨市場的逐步建立、可再生能源大規模并網、分布式能源體系逐步完善等目標的實現，儲能將贏得規模化發展空間。《白皮書》預計：“截至2020年底，我國儲能各項技術總裝機規模將達41.99GW，儲能將支撐中國實現能源結構向低碳化轉型發揮更加堅實的作用。”

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