■动力电池的规模化发展正带动储能系统成本快速下降，到2020年，在规模效应的拉动下，电池平均成本再降10%将能够实现。

■在政策和市场的双重促动下，国内储能产业开启了规模化应用新历程。电网侧储能爆发式增长，超过13个省份和地区出台了相关储能政策，中国储能进入GW时代。

■随着新一轮电力体制改革的进一步推进，推动市场化机制和价格机制的储能政策将为储能应用带来新一轮的高速发展，市场需求也将趋于刚性。

■ 中国工业报 余 娜
   “动力电池的规模化发展正带动储能系统成本快速下降。尽管相比预期，2018年成本下降幅度有所减缓，但到2020年，在规模效应的拉动下，电池平均成本再降10%将能够实现。”近日，中关村储能产业技术联盟 （CNESA）研究总监岳芬在 “储能国际峰会暨展览会2019”上如是预测。
   会上， 《储能产业研究白皮书 2019》如期发布。这份已连续发布九年的白皮书，对2018年全球和中国储能市场规模、政策、项目、厂商、标准的动态进行了梳理与更新，并进行了最新预测与展望。
储能经济性紧追燃气机组
   “储能进入市场以后，传统的市场格局悄然变化。在澳大利亚，电力市场独立运营商AEMO预测，到2020年，储能可与燃气调峰电站相竞争。说明从某种意义上，新建储能机组将比继续运营燃气调峰机组成本更低。”岳芬表示。
   据其介绍，2018年全球储能政策的制订和出台都在积极推进。国家层面基本出台的都是研发类的资金支持，例如美国支持长时间储能的days计划，英国支持下一代动力电池的法拉第计划以及日本支持固态锂离子电池的研发计划。
   而在市场规则方面，由于近年来电化学储能参与电力市场遇到了一些共性问题，因此不少国家正通过积极修改市场规则解决问题。 “在方向上主要针对储能的定义和属性不清，分布式储能如何参与电力市场，储能参与所有电力市场的一些准入资格，以及各类电价当中如何考虑储能等几个维度进行规则调整。”岳芬介绍。
   据中关村储能产业技术联盟全球储能项目库不完全统计，截至2018年底，全球投运储能项目累计装机规模181.0GW，同比增长3.2%。其中，电化学储能项目的累计装机规模达 6625.4MW，同比增长126.4%，所占比重为3.7%，较2017年同期增长了2.0个百分点。
   2018年，全球新增投运的电化学储能项目装机规模达3698.8MW，同比增长304.6%，主要分布在全球39个国家和地区中，装机规模排名前十位的国家分别是：韩国、中国、英国、美国、澳大利亚、德国、日本、比利时、瑞士和加拿大。
   对此，白皮书分析认为，与2017年榜单相比，韩国、中国、英国和日本的排名均有上升，且新增投运规模与2017年同期相比均有大幅增长，特别是韩国，一跃升至首位，新增投运规模创纪录地突破GW，几乎与排在二至五位国家的规模总和持平，而2017年占据榜首的美国则下滑至了第四名，德国的排名与2017年持平，其邻国比利时和瑞士则是第一次进入榜单。
中国储能进入GW时代
   在政策和市场的双重促动下，国内储能产业也开启了规模化应用新历程。2018年，在国家五部委 《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的指导下，部分省市、国家电网、南方电网相继发布储能发展指导意见，电网侧储能爆发式增长，超过13个省份和地区出台了相关储能政策，中国储能进入GW时代。
   来自中关村储能产业技术联盟全球储能项目库的不完全统计，截至2018年底，中国投运储能项目累计装机规模31.3GW，同比增长8.2%，占全球市场总规模的17.3%。其中，电化学储能项目的累计装机规模达1072.7MW，突破GW大关，占全球电化学储能市场总规模的16.2%，同比增长175.2%。
   2018年，中国新增投运电化学储能项目的装机规模为682.9MW，同比增长464.4%，主要分布在26个省市中，装机规模排名前十位的省市区分别是：江苏、河南、青海、广东、内蒙古、浙江、贵州、山西、北京和河北。
   与2017年榜单相比，江苏依旧保持榜首位置，且新增投运规模遥遥领先于排在第二位的河南，后者的新增投运规模也创纪录地首次突破百兆瓦 “大关”，并且与内蒙古、贵州和河北一起成为2018年榜单的新进入者。青海、广东和浙江的排名均有不同程度的上升，特别是广东，从后半段一跃跻身进前五，而山西和北京的排名则有所下滑，特别是山西，跌出前三，排到第八名，下滑幅度较大。
   “中国电力市场化改革的进程中，也在为储能量体裁衣。比如，广东在辅助服务市场制订的过程中考虑了储能的快速、精确响应特性，西北区域在两个细则修订的过程当中也考虑了可再生能源+储能的一些积极影响。”岳芬坦言。
2019年增速或将达到89%
   全面爆发的电化学储能市场，未来增速将达到多少？对此，白皮书预测，截止到2019年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92GW，年增速89%；在“十三五”的收官之年 （即2020年），将延续超过70%的年增长速度；到2021年，储能的应用将在全领域铺开，规模化生产趋势明显，从而推动储能系统成本的理性下降。
   随着新一轮电力体制改革的进一步推进，推动市场化机制和价格机制的储能政策将为储能应用带来新一轮的高速发展，市场需求也将趋于刚性，在此背景下，电化学储能的规模将实现两连跳，2022年将突破10GW，2023年将接近20GW。
   动力电池的规模化发展还在带动储能系统成本的快速下降。 “到2020年，电池平均成本再降10%将能够实现。随着电池成本下降趋缓，系统层面的下降将很大程度上取决于储能系统的标准化设计，PCS以及EMS等其他设备的下降空间。”岳芬预测。
   值得注意的是，虚拟电厂的应用从早期为电网提供服务，延伸到为工业用户或家用用户服务，显示了分布式储能未来发展的多重可能性。
   “从投融资来看，目前储能企业的投资额正持续上升，不过储能项目的融资额有所下降。2018年获得最多投融资的是锂电技术公司，其次是储能系统公司，约为1.9亿美元。”岳芬分析。
   她进一步透露，从市场格局来看，三大类主体进入储能领域趋势明显，一类是公用事业公司、油气公司、煤电集团等大型企业，另一类是电力设备相关企业，还有一类是传统负荷资源相关企业。这些企业与分布式储能系统运营商正在开展积极融合。
   另据白皮书预测，中国储能产业短期内将发展更多实用技术，催生更多商业模式。届时，储能各应用领域界限将逐渐模糊，无论业主是谁，安装在何处，储能都可以被灵活配置，既可以单独使用，也能以最佳的组合方式，获取最大效益。