储能商业化应用市场巨大 中国将成为未来储能需求规模最大的国家 .docVIP

储能商业化应用市场巨大 中国将成为未来储能需求规模最大的国家 在光伏行业急需转型的时候，储能成为了至关重要的突破点。中关村储能产业技术联盟(CNESA)发布的最新研究成果显示，无论从国家政策环境，还是国内外储能项目增长态势，在储能稳步推进的第八个年头，商业化运行已然明朗化，储能市场释放出积极信号。业界普遍认为，2018年或将成为储能商业化应用的爆发起点。01、一新型储能体量尚小，用户侧储能应用持续走热目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟(以下简称CNESA)的统计，2000-2016年应用于用户侧(即分布式发电及微网领域)的投运储能系统累计装机量为107.9MW(不包含抽水蓄能和储热项目)占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今，储能产业又经历了一个增长的小高潮，根据CNESA 2015年7月-2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW(估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目)，其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式，主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用，也可以独立存在;通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元-0.80元之间的地区为例，(假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放)目前储能电站项目静态投资回收期在7-9年不等。信息来源：CNESA，2016(以上数据不包含抽水蓄能和储热项目)02、国家政策利好，大规模储能市场开启从&ldquo;十三五&rdquo;国家战略性新兴产业发展规划、可再生能源发展&ldquo;十三五&rdquo;规划、能源发展&ldquo;十三五&rdquo;规划，到能源技术创新&ldquo;十三五&rdquo;规划，国家都将储能作为重点研究和发展领域之一。2017年10月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》正式发布，作为我国储能产业第一个指导性政策，明确了未来十年中国储能产业发展的目标与和任务，而以风电和光伏发电为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。指导意见出台后，各地方储能相关政策也相继出台：山西省和南方电网先后围绕电储能参与辅助服务制度了实施细则大连、宜春、北京、邯郸等也都相继出台地方储能支持政策电网公司与广东、福建等地区的政府机构也开始积极探索储能产业发展路径，制定相关政策。用电大省江苏省也在国内率先制定了客户侧储能系统并网的管理规范。6月初，江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》，除要求加强贯彻去年10月份国家5部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》外，着重提出&ldquo;简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理&rdquo;三大具体落实要求，以推动江苏省储能发展。目前江苏电网侧储能也已开始成为关注焦点。江苏电网公司已在镇江启动大规模建设，下一步还将在用电负荷大的一些地市开展电网侧储能试点。就全国储能市场发展情况来看，江苏在储能方面最为积极，尤其是江苏的用户侧储能已呈现爆发之势，这主要得益于其较大的峰谷价差以及政府的大力支持。不少采访对象表示，&ldquo;江苏的峰谷电价差在度电7毛钱，有很大的套利空间，对储能企业的吸引力较大。&rdquo;03、逐渐成形的商业模式及应用场景储能具有&ldquo;源&rdquo;&ldquo;荷&rdquo;双重属性，在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家，储能的主流应用不尽相同。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式单一，正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式，进展快慢不一。1、峰谷电价差套利通过峰谷电价差，帮助用户降低容量电费和电量电费，这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费，储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指，谷值电价时向储能系统充电，峰值电价时用储能系统存的电，节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同，以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点，储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务，促进可再生能源消纳。此应用场景