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新年的鐘聲已經響起，充滿了艱辛、同時也滿懷希望的2016年漸漸走遠。在“十三五”的開局之年，隨著我國低碳、綠色能源戰略的推進，新一輪電力體制改革配套政策的落實，儲能的應用價值得到了市場的認可，成為了推進我國能源變革和能源結構調整的技術亮點。
從現有項目看，儲能系統的資產一般掌握在儲能廠商或系統集成商的手中，收入就是為用戶節約的部分電費。由于投資回收期較長，廠商或集成商的風險較大，同時還要支付項目的先期投入，壓力也不小。近期，投融資機構對儲能產業的滲透不斷加強，從關注逐步向合作轉化；由投融資機構參與的儲能電站建設模式不斷涌現。 為了不斷增強儲能系統在用戶側的應用價值，提升其在用戶側的廣泛應用度，結合近期出臺的國家和地方政府的政策，儲能產業的參與者也在探索和挖掘用戶側儲能的細分市場以及多種應用模式。2015年-2016年是能源政策、電改政策、可再生能源政策、節能減排等相關政策的頻發期。這些政策的出臺，直接或間接的推動了儲能用戶側市場的發展。 表1：推動儲能在用戶側應用的相關政策  信息來源：CNESA整理 目前儲能系統的應用類型單一、應用市場機制不健全和缺乏體現其商品價值的定價制度是其利潤低、市場需求不明晰和可持續盈利潛力不足的主要原因。借力政策、尋找儲能的多重應用市場，在應用中，強化剛性需求，弱化成本障礙是主要目標。儲能廠商也緊抓市場機遇，積極參與新能源微網、能源互聯網、多能互補、電能替代、備用電源、車電互聯等領域的項目開發和申報。 雖然存在不少問題，但隨著儲能成本的進一步下降，電改政策紅利的顯現（例如峰谷電價制度的完善、尖峰電價的制定、需求側管理等補償機制的建立，電力市場用戶側多種增值服務開展等），儲能細分市場的不斷開發和應用的深化，用戶側的儲能市場將成為儲能在我國實現商業化應用的先行軍。 大規模儲能市場開啟，探索市場和價格機制 以風電和光伏發電為主的可再生能源發展是我國能源發展的重點之一。根據剛剛發布的“可再生能源十三五規劃”的目標，到2020年，光伏發電達到1.05億千瓦（105GW），光熱發電達到500萬千瓦（5GW），風電達到2.1億千瓦（210GW）。到 2020 年，全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%。作為清潔的可再生發電資源，光伏發電和風電在經歷快速發展的同時，也面臨著棄風、棄光等可再生能源并網消納困難等一系列問題。經過十多年的研發和示范應用，大規模的儲能（包括儲電、儲熱、儲氫）建設已經被定義為解決可再生能源并網消納的重要手段之一。 在集中式可再生能源發電領域，儲能已經被驗證的應用主要包括解決棄風/棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務。在此領域，儲能系統的大容量、大規模建設和應用是重點；此應用場景對儲能的成本、壽命、安全性的要求都很高；特別是儲能接受電網調度進行調峰調頻服務的時候，容量和效果都是至關重要的保障條件。“十二五”期間，儲能在發電側的示范場景集中在單個風電場配備10%左右的儲能系統。當時由于儲能的成本較高、安裝規模較小，商業價值不明顯，也不能直接解決大規模可再生能源的消納問題；但這些項目非常好地驗證了儲能的技術和應用效果，積累了運行經驗，為未來儲能在可再生能源發電側的大規模應用打下了基礎。 進入十三五以來，儲能廠商開始在輔助服務領域尋找大規模儲能應用的市場機遇。2013年，石景山熱電廠調頻儲能項目投運，儲能系統與火電機組捆綁參與電網調頻輔助服務的商業示范項目取得了較好的應用效果，鋰離子電池的靈活快速調節能力為項目帶來了商業價值。但由于調頻市場的整體規模不大，特別是采用類似“按效果付費”的調頻電價尚未在全國范圍推廣，儲能大規模參與輔助服務還需要政策的進一步支持。2016年6月國家能源局正式出臺的《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》加速了這一市場的形成。根據《通知》的相關規定，我國將逐步建立電儲能參與的調峰調頻輔助服務共享新機制，充分發揮電儲能技術在電力調峰調頻方面的優勢，電力儲能系統在獲得參與電網調峰調頻等輔助服務身份的同時，也能夠按應用效果獲得應有的收益。 |
