鋰電世界網(wǎng)訊，隨著微電網(wǎng)政策、電力需求側(cè)管理補償電價政策、電力輔助服務(wù)市場政策、調(diào)峰電價及補償政策的落地，我國儲能市場商業(yè)模式逐漸成形。
首先是用戶側(cè)儲能應(yīng)用持續(xù)走熱，試水多種盈利模式。目前，用戶側(cè)不僅是我國儲能應(yīng)用的最大市場，也是持續(xù)保持高增長的一個領(lǐng)域。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計，2000年至2016年，我國應(yīng)用于用戶側(cè)的投運儲能系統(tǒng)累計裝機107.9兆瓦(不包含抽水蓄能和儲熱項目)，在全部裝機中占57%;2015年7月至2016年12月，儲能裝機新增規(guī)劃量約740兆瓦，其中安裝在用戶側(cè)的占54%。
安裝于工商業(yè)用戶端或園區(qū)的儲能系統(tǒng)是我國用戶側(cè)儲能的主要應(yīng)用形式，主要服務(wù)于電費管理，幫助用戶降低需量電費和電量電費。在這些領(lǐng)域，儲能既可以與光伏系統(tǒng)聯(lián)合使用，也可以獨立存在;通過峰谷電價差套利是最主要的盈利手段，需量電費管理和需求側(cè)管理是輔助盈利點。由于儲能系統(tǒng)成本有差異，各地區(qū)的峰谷電價差不同，項目盈利空間也有差別。以峰谷電價差在0.75元至0.80元之間的地區(qū)為例，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統(tǒng)，每天兩次充放，儲能電站項目靜態(tài)投資回收期在7年至9年。
隨著儲能成本進一步下降，峰谷電價制度完善、尖峰電價制定、需求側(cè)管理等補償機制建立、電力市場用戶側(cè)多種增值服務(wù)開展等電改政策紅利的顯現(xiàn)，以及儲能細分市場不斷開發(fā)和應(yīng)用深化，用戶側(cè)的儲能市場將成為儲能在我國實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用的先行軍。
此外，規(guī)模儲能市場已經(jīng)開啟，并在探索市場和價格機制。以風(fēng)電和光伏發(fā)電為主的可再生能源是我國能源發(fā)展的重點。據(jù)《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年，光伏發(fā)電達到1.05億千瓦，光熱發(fā)電達到500萬千瓦，風(fēng)電達到2.1億千瓦;可再生能源發(fā)電裝機6.8億千瓦，發(fā)電量1.9萬億千瓦時，占全部發(fā)電量的27%。作為清潔的可再生能源，光伏發(fā)電和風(fēng)電在經(jīng)歷快速發(fā)展的同時，也面臨因并網(wǎng)消納困難導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光等問題。而經(jīng)過十多年的研發(fā)和示范應(yīng)用，大規(guī)模儲能建設(shè)已成為解決可再生能源并網(wǎng)消納難題的重要手段。
在集中式可再生能源發(fā)電領(lǐng)域，儲能已被驗證的應(yīng)用主要包括解決棄風(fēng)、棄光，跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)。
“十二五”期間，我國儲能在發(fā)電側(cè)的示范場景集中在單個風(fēng)電場配備10%左右的儲能系統(tǒng)。進入“十三五”以來，儲能廠商開始在輔助服務(wù)領(lǐng)域?qū)ふ掖笠?guī)模儲能應(yīng)用的市場機遇。2016年6月，國家能源局出臺的《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補償(市場)機制試點工作的通知》，加速了這一市場的形成。從中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的數(shù)據(jù)看，2000年至2016年，應(yīng)用于可再生能源發(fā)電側(cè)和輔助服務(wù)的儲能系統(tǒng)累計裝機74.1兆瓦，占全部裝機的39%(不包含抽水蓄能和儲熱項目);在2015年7月至2016年12月規(guī)劃的約740兆瓦儲能裝機中，這兩個領(lǐng)域的應(yīng)用比例為46%。
