中关村储能联盟理事长：今年单体大规模储能项目在全球开始小批出现

能见App讯：9月16日，第三届能源思享汇论坛在浙江杭州召开，本届论坛以“变与不变”为主题，通过对光伏行业未来的开拓创新、互联网+智慧能源、风，光，储多能互补；技术进步及成本降低等多个议题的探讨，激发行业参与者的思想碰撞，积极推动新能源领域的深度合作和共同发展。

中关村储能产业技术联盟理事长俞振华先生做主题发言，演讲主题是《储能产业发展现状及趋势》，他表示，今年的新趋势可以看到大规模储能项目增多，就是百兆瓦级的，前几年是10MWh已经是非常大的项目。但今年上半年看到，从德国柏林120MWh，澳大利亚的400MWh，韩国的175MWh，美国是太平洋电力的2.27GWh，中国是国家电网镇江200MWh，现在单体规模储能项目今年在全球开始小批出现。

以下为嘉宾发言实录：

首先，感谢主办方，我是第二次来参加思享汇，有机会听一听光伏行业同仁的思路对我们还是很有启发的。

和大家分享一下储能方面的，特别是2018年最近半年的变化以及情况。

首先，给大家介绍一下国外的情况，储能联盟有一个数据库，关于项目、关于行业，包括政策和技术厂商的情况统计，我们可以通过数字看一看背后的产业变化趋势以及机会。

国外已经投运的装机项目，大家可以看到2018年上半年同比增长147%，可以非常清晰地看到在加速。过去是多种技术路线一直并存与竞争，最近两年和动力电池尤其是锂离子动力电池快速发展相关，导致锂电发展速度远高于其他。可以看到今年上半年的新增项目，锂电项目占99%。

上半年新增的项目应用领域，在国外最大的一块是在电力辅助服务， 51%的项目都是和辅助服务相关，这也是符合电力市场的趋势，因为电池在电力系统辅助服务的价值相对最高，作为一个传统电力的替代调节技术，与传统火电、燃气等电力调节技术竞争，，最能体现储能价值，所以辅助服务的调频项目新增最多。

从地区区域分布来看，英国今年上半年是最多，因为英国海上风电占到能源比例30%，在可再生能源比例比较高的地方，储能需求越来越明显。

今年的新趋势可以看到大规模储能项目增多，就是百兆瓦级的，前几年是10MWh已经是非常大的项目。但今年上半年看到，从德国柏林120MWh，澳大利亚的400MWh，韩国的175MWh，美国是太平洋电力的2.27GWh，中国是国家电网镇江200MWh，现在单体规模储能项目今年在全球开始小批出现。

全球产业政策方面，以前靠补贴会多一些，但是现在目前来看规划和规则调整方面越来越多。修订规则、简化流程，储能更好的参与电力市场竞争，这是全球储能的发展主基调。

简单总结一下，全球储能产业装机规模稳步攀升，并且在加速，项目规模越来越大，规模储能项目开始出现，而且越来越多，储能参与电力市场的辅助服务或者在电网侧起的作用越来越明显，最后是市场规则在不断完善。

说到中国，中国和国外的差异：依然在新建抽水蓄能项目，今年年初电网规划了9GW、65亿投资抽水蓄能电站，虽然抽水蓄能还在继续发展，但是占比趋势也是和国外一样，比例越来越低。电化学储能产业增速方面，今年上半年，这是第一个季度的统计，同比增长134%，基本上和国外全球储能（增速147%）的产业发展持平，当然我们模式机制可能和国外不太一样，因为我们今年很大程度是电网的项目在拉动。

电网侧规模储能储能项目是过去基本没有，今年上半年一下就有了两个百兆瓦级项目，而且看到其他区域电网公司也在申报百兆瓦级储能项目，一个比一个大，上周湖南电网开始招标了，也是百兆瓦级。其他领域包括用户侧、辅助服务和新能源并网，新能源并网类储能增速最明显。

从区域分布来看，中国区域分布很明显，江苏、青海、贵州、内蒙、河南等省份的增长比较明显。

电网侧项目的好处是的确对储能产业拉动明显，也代表了电网的观点在转变，去年电网的核心战略还是围绕着抽水蓄能电站、灵活性的火电改造等几个领域展开，但是今年电网视角发生了很大的变化，电网开始认可现在电化学储能技术发展已经能够满足电网的部分需求，面对电网一些诸如增容问题、节点堵塞的问题，是可以起到作用的。

当然这类应用的挑战也要提一下，从储能厂商视角，大家感觉到电网强势，客户低价中标比较普遍，最近电网项目也出过事儿，安全问题成为关注焦点，但目前电网侧项目由于盈利模式、评价标准欠缺，实际上并没有为系统安全设计留出足够的利润空间，这是行业发展中需要解决的问题。

另外增长比较快的是在发电侧，这个和在座的光伏企业相关，就是光伏+储能的模式，特别在西部，认可程度越来越高，包括黄河水电已经超过百兆瓦以上的规模，光水储、风储和光储各种模式都在实验，虽然盈利仍然困难，但如何在发电侧应用储能, 用于探索的示范项目越来越多。这些项目未来发展模式和现有市场政策直接相关。

政策方面做一个简单的更新，大家如果对储能产业发展市场化关心的话，可以回过头来仔细研读一下去年10月份5部委共同发的《储能发展指导意见》，里面约定了四个重要的应用领域和重点攻关技术，是未来5-10年储能发展的纲领性文件，基本上把产业发展框架约定下来了。像刚才提到的光储模式，储能未来参与电网调度，电网不能拒绝，补偿机制要建立起来，这些都是在指导意见中已经给了背书。但是这个指导意见没有补贴，核心还是偏向于通过电力市场的机制倾斜来支持储能产业发展。细则交给地方出台。这是为什么今年储能行业有一个地域性的特点。

目前我们看到的储能发展的最大的两个推动因素：第一个推动因素，是来自于电力市场。因为能源结构调整，电力市场的现货交易属于一个大的行业趋势，现货交易带来的辅助服务的需求会把这个市场自动生成起来，阶段性的两个细则就是关于利用效果付费进行补偿，用市场化的机制思维建立补偿机制，这是现在的主基调。第二个推动因素，就是成本，电网侧大家过去认为1500块钱每千瓦时，5000个循环是一个拐点，目前这个拐点已经非常接近了，因为动力电池电芯成本已经降到8毛钱每瓦时，远远比1500元/KWh低，但是考虑到安全性,目前综合成本还是高于1.5元/Wh，但成本的确降低的很快，这也是为什么电网有动力上一些规模储能项目。

接下来预测下储能行业未来的发展。我们现在看到在目前靠市场的推动的话，应该说每年保持差不多50%的增长，这个肯定是可以的，但是行业目前也寄希望一些区域的政策，包括电力市场，如果可以对接到位的话，这方面可能是加速的，我们也是呼吁行业同行大家可以多关注一下，辅助服务的市场规模去年之前每个季度可能不到20亿，到去年4季度已经到35亿、全年100亿辅助服务的市场补偿规模。今年上半年我们刚刚开完会，西部5省辅助服务前6个月大约是26亿的市场规模，这个增速非常明显，这些辅助服务市场资金来源增加以后，未来谁来拿这个钱进行辅助服务，传统是靠发电机组、调节机组来做。未来肯定要不少分配到储能项目上，国外新建储能项目超过50%的项目在电力辅助服务的领域，国内投运的辅助服务储能项目还非常少。相关市场机制在国内建立起来肯定是一个趋势，而且市场盘子会越来越大。但是目前的情况下储能在规则细则的制定上并不占优，包括华北京津唐电网刚刚出台的政策是0-12元/MW，零电价给储能项目带来了很高的市场风险。 希望对储能有兴趣的公司参与到这个电力市场机制的规则调整中，共同影响推动，目前参与的还是太少，呼吁大家更关心一下，对这个行业健康发展会更加有帮助。

总结一下，中国的储能发展趋势是装机规模在明显增长，项目的应用领域中，光伏+储能增长比较快，电网侧储能已经从0到1，明显带动规模储能项目出现，储能项目分布区江苏是最活跃的，但是刚才提到5个省，都差不太多，现在地方对出台政策都比较积极。

联盟不多介绍了，在座的有很多联盟的会员企业，联盟是中关村的示范社团组织、标准化示范单位，我们基本的想法是希望大家把联盟作为一个平台，有储能发展想法可以和联盟平台协同，让平台来支持大家推动产业发展。还有就是聚焦应用，不管是政策推动也好、解决行业焦点问题，解决在某一个应用下，这样可以形成合力推动产业发展。每年4月份是联盟的年度交流平台会议，欢迎大家参加。

谢谢大家！

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