儲能大發展需優化生態圈
“2017第七屆中國國際儲能大會”在蘇州召開
趙汀
近年來，我國新能源、動力電池行業快速發展，儲能作為與其有著直接或間接關係的配套服務領域，發展前景終現明朗。然而，從示範化驗證到商業化應用，儲能規模化推廣，行業觀望情緒仍然明顯。
中國工程院院士楊裕生在4月24日於蘇州召開的 “2017第七屆中國國際儲能大會”上表示：“目前，我國的動力電池研究正以空前速度發展，而且勢頭強勁，但是對於儲能電池的研究政策較少，希望得到相關部門重視。”在現有政策環境下行業發展何去何從。以創建利於儲能自身健康發展的綜合生態圈為政策發力點的建議在業內呼聲漸強。
引前車之鑑，政策更需謹慎
從傳統的通訊、電力備用電源到獨立戶用系統、離網電站、微電網，再到動力電池、大規模電力儲能……儲能以不同應用場景、多種技術路線漸漸走進人們生產生活中。
重發輕用的傳統用能觀念打破後，能源供給側結構性改革把發展焦點移至電能儲與用的環節。電能的充放需求對蓄電池行業提出拷問。
在政策紅利的惠及下，自2015年一場由新能源汽車應用掀起的用能革命，率先撕開了蓄電池需求快速增長的口子。據瞭解，2015年開始動力電池跟隨新能源汽車產銷量崛起，從2014年的僅3.7吉瓦時的出貨量躍居至2015年15.7吉瓦時，同比增長超過3倍。2016年有產量的新能源汽車搭載電池總量達28吉瓦時，與2015年同期相比增長79%，超過2015年全年動力電池出貨量近12吉瓦時。
同為並蒂連生，電力儲能近年來新增裝機情況卻難以匹敵。據瞭解，2015年我國儲能系統累計裝機容量33.7吉瓦，化學儲能累計裝機容量9.7吉瓦。其中，基站備用電源裝機容量佔比98.5%，國內化學電池儲能市場規模約150兆瓦左右。
縱觀全球儲能產業發展，補貼政策發揮的作用不可估量，在我國新能源汽車產業政策的助推下，動力電池產能增長、技術研究、成本下降均呈現快速發展態勢。但是由於行業補貼政策制訂過於粗曠，滋生騙補等亂象。
銀隆新能源有限公司董事長魏銀倉表示：“當前國家大力發展儲能，同樣是應對環境壓力與解決能源轉換效率的迫切需要。”儲能行業如何發展，應吸取前車之鑑，政策出臺更需謹慎。
不同於其他應用場景，電力儲能市場是一個更為健康穩定的市場,貫穿於發電、變電、輸電的一體化環節，要求項目開發具備投資規模化、經營穩定化、產品安全化三大屬性。
技術路線的多樣性也使得電力儲能具備條件選擇甄別。魏銀倉表示：“對於儲能領域的研發，首先要解決材料的零應變問題。零應變的解決手段就是納米化，納米化的最合理工藝是溼法納米材料。新能源的核心是電池，電池的核心在於材料，材料的核心在於負極，負極的核心在納米材料的結構。”據瞭解，具備了納米級鈦酸鋰材料的儲能電池應用於電力儲能領域屬於成熟型產品。在美國的服務歷史已超過20年，在歐洲國家也有應用。
對標抽蓄，方可精準扶持
“政策的引導，並不一定單指補貼政策，合理的政策環境會引導產業健康發展，產能提高、成本下降，這也是一種對產業的培養和扶持。”魏銀倉表示。
對於構建儲能生態圈，山東聖陽電源股份有限公司副總經理隋延波亦有共識。
隋延波表示：“靠等新能源大力度補貼政策支持，猶如一劑猛藥並不現實，相比之下履行共建共享的概念形成兜底政策更具現實意義。”
眾所周知，抽水蓄能是目前最經濟、最成熟的儲能方式。對標抽蓄政策，雙調電價1.2元、站內損耗全網公攤，抽蓄系統按效率75%計算，鑑於儲能技術成本高低不同，統一按上網電量計算補貼25%的損耗，讓儲能市場按照抽蓄政策予以開放。
隋延波表示：“對標抽蓄的雙調整策，利用可利用空地，網到哪裡、儲到哪裡，分佈式、廣泛建設儲能電站，集控產生‘大規模儲能’的調峰效應，形成所謂的‘雲儲電站’。”
推動分佈式儲能在源網儲用規模化建設，發揮大規模“雲儲電站”效應，有效解決當前的棄風棄光問題，聯結能源互聯網，推動可再生能源高佔比化發展。
針對上述抽蓄政策兜底、雲儲電站導向，政策層面設計退坡機制，按上網1.2元、充電（谷時）0.4元為基礎（峰谷差0.8元），峰谷差通過適當壓低充電電價、相應提高上網電價，如2017年峰谷差設定為1.04元 （0.8元*1.3）、2018年峰谷差設定為0.96元（0.8元*1.2）、2019年峰谷差設定為0.88元（0.8元*1.1），2020年分步走到市場化的0.8元峰谷差。雲儲電站需要共建、共享，需要源網短期支持（峰谷電價）、長期收益，由於涉及峰谷差的問題，需要電源和電網的協同。
如此無需財政額外支出，建立儲能規模化應用的底盤式支持政策，引入電價峰谷差退坡制度或許可以為電力儲能提供一種有效運行機制。
