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2015储能的应用与发展模式创新层出不穷

光伏+储能模式在全球多国落地2013年以来，储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中，在中国市场这一现象尤为突出。据CNESA不完全统计，分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%，究其原因，主要有四点：国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴；分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与；从国际经验看分布式能源发电的最终目标是自发自用，储能的应用必不可少;光储模式存在很多创新点和潜在盈利机会，是投融资机构最关注和乐于参与的领域。

据GTM/ESA报告，2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%，但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快，有望在2019年占总装机的45%。电费管理(包括电量电费和容量电费)是储能在用户侧应用的重要因素。以美国加州为例，截止到2014年底，在SGIP激励下开展的储能项目(包括规划、审批、在建和投运)总量达到1118个，容量为75MW。Solarcity的光储创新模式打开了储能在美国用户侧市场的应用之门，也使得其他国家的光伏和储能公司争相在本国打造光伏储能新模式，以期把市场需求、政策和金融整合起来，尽快实现光储项目的商业化应用。

近期德国的用户侧储能市场也变得十分活跃，在德国政府储能安装费补贴、免征营业税和银行低息贷款等政策支持下，户用储能的经济性变得十分明显。据预测，光伏+储能系统将从2014年的10,000套上升至2015年的13,000套，2017年有望达到60,000套。澳大利亚和日本市场用户侧储能的发展也很快。

从应用广泛性和经济性角度看，我国光储模式的发展还有较大的努力空间。首先，我国的光伏发电要想成长为一个可持续发展的新能源产业，就必须完善政策和补贴措施、创新商业和融资模式。目前国内主流分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，即项目业主自有资本金+银行融资的模式，新的融资渠道拓展有限，尚未形成光伏资产和社会资本之间的对接，通过产业投资基金撬动项目开发的模式仍处于讨论阶段。另外，从储能参与光伏项目角度看，由于缺乏储能相关政策支持，且储能成本较高，使得合理配备储能的项目不具备盈利性，也缺乏收益点来吸引资本市场的投入。最后，用户侧储能的一些附加价值，例如，利用较大的峰谷差实现低存高卖的套利、通过参与需求响应获得额外收益等一时在我国市场也很难实现。

因此，包括提高峰谷电价差、储能安装补贴、储能电价补贴等在内的政策支持是光储项目建设的一个不可或缺的因素;同时也希望已经开启的新一轮电改会为储能产业的发展提供一个更灵活和市场化的电力应用平台，更多地实现储能作为一个快速响应电源的价值。储能技术的完善和成本降低也是一个重要的储能应用推动因素;电动汽车的发展，促进了动力电池的产业化生产，有利于降低成本;各种储能技术在电信、交通、采矿、物流等领域的发展也会有利于降低技术成本，提高技术指标。只有在国家补贴政策的框架下，技术厂商和金融机构应通力合作，充分利用自身的专业能力、资金实力和市场经验，才能引导和推动适合中国市场的光储模式的发展。

原标题：2015年储能市场盘点：一个蓄势待发的产业

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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