中国储能网讯：5月19日至21日，“第八届中国国际储能大会”在深圳隆重召开， 来自中国、美国、德国、英国、加拿大、西班牙、日本、韩国、澳大利亚等国和地区1500余位政府机构、科研院所、行业组织、电力公司、新能源项目单位、系统集成商等代表出席本次大会。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在储能与新能源投融资专场，发表了题为"全球储能应用市场趋势浅析"的精彩演讲。

演讲内容如下：

刘勇：今天我跟大家分享对这个行业的了解，给大家参考。包括储能技术、全球储能市场、中国储能市场以及总结。

从储能领域，大家最多关注的是去年10月的指导意见，不管是《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的政策要点“发展储能与分布式能源”列入“十三五”国家战略百大工程项目，首次正式进入国家发展规划，在未来5年我国计划实施的100项重大工程项目中予以身份定位。从2016-2030年是重要的方向，国家提出了相应的技术路线图。关于储能身份的相关政策体现在这三方面，这些政策在网上都有，我们只是挑出来了。

这是应用价值的相关政策，包括三北地区的辅助服务，大家针对辅助服务市场投资回报周期相应缩短。青海风电建设是去年6月份发布，这是强制性的规划，最后变成鼓励性规划，主要原因是多方面的，对行业非常有帮助。风电领域有10%的储能，对新能源的发展和推动起到很大的作用。我们在青海的项目里按照相关的鼓励政策推动和执行。

微联网，2018年开始大规模启动很多微联网项目，对微联网相应的补贴性政策，纳入可再生能源政策。这是4月份发布的可再生能源的政策要求，对新能源并网领域有非常重要的作用，以前由相关单位承担，通知明确要求电网公司必须承担相关费用。

电力项目市场，国家在浙江、山东、福建作为第一试点，这些储能的技术在新兴市场会带来哪些影响，我们做了简单的梳理。用户侧，这是江苏省今年的重点，启动了一些项目，主要为了调峰。今年还会出更多的项目，包括铅炭电池、锂电池的项目，都是百兆瓦级以上。

山西调峰调频的市场做得很好，项目没有很多，以前补贴的标准比较高。去年做得不错，今年政策有所下调了。这是去年11月能源据发布的，重点推动储能、税收侧参与电力辅助服务。

这是南方，大家认为这是第一个补贴性政策，想拿到这0.5元非常不容易。据我们了解现在有些地方在做具体规划，有百兆瓦级甚至6、7百兆瓦时，补贴跟我们看到的不太一样。政策尚未落地，属于征求意见中。甘肃省也提出了具体要求，在储能及电力辅助服务市场做了工作。北京市也是如此，尤其是储热储冷储电，前两者放在前面。针对储能产业的初稿已经出来，正在征求意见，没有对外发布。他们今年可能会出台针对储能系统的应用细则。

主要技术，应用场景是电力殊发配送，各位嘉宾做了很多分享。应用场景更多的是集中式可再生能源并网，特斯拉做的也是集中式的，他们下面会做分布式，以微网的形式做，他们现在有不同的解决方案。电网调峰调频、削峰填谷，有些变电站在用。分布式和工商业微网，我们做了很多项目，单个项目都不大，用户侧储能是无锡做的项目。

应用场景的复杂性决定储能技术的多样性，有些地方是混合的。我们了解一些情况，针对不同的客户需求，可能是蓄电池和锂电池混合，也有超级电容和锂电池混合。针对不同的产品做研究，这是很长一段时间内的储能发展研究方向。针对储能规模、适用时间，提供一些数字给大家参考，起到一定的参考作用。包括储能规模、放电时间、应用领域等。

储能技术包含的内容比较多，包括储能技术应用、推广受到灵活性要求，占地、放电时间、启动、响应速度、安全水平、环保影响等各方面的影响，不管是机器储能、化学储能还是轻储能，氢储能现在的量很小，但这是未来发展的方向。压缩、飞轮、铅炭、储热等是大家想突破的方向。我们做了参考性的表格，其占地要求、放电时间、启动时间、响应速度、环保、安全水平、回收等，尤其是锂电池对安全性，在大规模项目上的要求会更高。

去年我们去了青海、西藏调研，业主对安全性的要求，尤其对大规模储能电站的安全性要求非常重视。投资大，耽误项目投资几十亿，所以它对安全性要求不低，我们如何找到更好的化学储能或者电化学储能，更好的应用在这些方向。

抽水、压缩空气、飞轮，现在压缩空气处于研发、示范和推广应用的阶段。飞轮，主要像轨道交通，有相应的应用。国外有调频示范应用，后面会有参考数据。

全球储能市场，截止2017年底的数据，通过相应渠道收集的数据，未必准确。飞轮的占比大概占0.5%，抽水蓄能占95.4%，我国99.9%以上基本是抽水。锂电池近两年的发展速度比较快，很多地方由自身特性决定的。我们新能源汽车的发展带动动力电池产业不断的向前推进。铅酸电池在我们相关领域得到很多的应用。

非化学储能累计分布和应用场景，抽水蓄能用得比较早，但国内用得不是很多，抽水占比较多。压缩空气，我们目前处于不断研发突破的阶段。储热，这几年有一些推进，国网、中科院在做大量的研发工作。氢储能规模较小，发展后劲足，技术有待突破。应用场景和技术特点吻合，抽蓄调峰、飞轮快速调频。根据我们全球收集数据的情况，每年会发布一次数据。

这是全球分布情况，压缩和飞轮主要在英国和美国，占比较高。我们国内做了几个飞轮项目，今年有个别企业跟我交流，在飞轮方面有新的想法，比如在数字中心、轨道方面会优先做推广项目。德国比较重视氢储能。

化学储能增速较快，2017年全球化学储能增长已进入GW时代，复合及同比增长率超过50%。日本和澳大利亚的化学储能率先建设大于50兆瓦的大型项目，多国在建和规划大于50兆瓦的项目。现在的项目是几十兆瓦甚至百兆瓦，单个项目甚至超过我们某一年的总和，指的是化学储能方面。

已经投运，2017年底澳大利亚大概系100MW。澳大利亚主要集中锂电比较多，德国方面在做调频，之前锂电和液流比较多，铅炭电池的技术也会进入德国调频市场，韩国的锂电池比较多，中国主要集中三元、液流、铅炭等相关项目。

化学储能，美国、韩国、中国、日本、德国、澳大利亚和英国，一直是全球储能市场非常活跃的国家，与各国储能政策环境、技术水平、市场空间息息相关。就装机量来说，美国、韩国、中国、日本、德国、澳大利亚、英国、阿联酋、意大利、智利，今年韩国、日本增长非常快，韩国和日本的市场比较活跃。

可再生能源主要集中在澳大利亚和日本，中国的市场刚刚起步，在电网输配领域，韩国比较突出。分布式和微网、用户侧，中国表现优异。美国和加拿大了一些项目，户用主要是澳大利亚、日本、德国和美国。

在美国、韩国、澳大利亚、德国、英国，这是主要的技术供应商，我们产品的系统集成商。这里显示的是部分项目，并不是所有的项目，包括应用场景、功率和技术。

这是国内做的相关项目，包括中天、双登、南都、科陆等，都做了相关的项目，数字不全，只是供大家了解和参考。

中国储能市场的主要特点，2017年底，中国储能项目累计装机规模32.8GW，2017年新增2217.9MW，抽水蓄能占98.8%，我们的抽水蓄能里包含两座台湾抽水蓄能电站。

我国抽水蓄能规模世界之一，大概32.4GW，包含台湾，包括华东、华南、华中区域。压缩空气、飞轮储能、氢能、蓄热等规模较小，2014年至今，每年都有增长。

铅蓄和锂电齐头并进，铅蓄占52%，锂电占48%，铅蓄主要应用于分布式光伏、微网和工商业削峰填谷，锂电主要应用场景是综合。这是从2010-2017年的相应增长图，包括应用领域的占比分布图。

中国储能应用呈现明显区域特征，有助于发挥区域优势。为什么指导意见没有补贴性的政策，从国家层面来说，一刀切的补贴性政策未必适合全国各地，每个地方对储能的要求不同，新能源地区的要求更明显，对新能源并网有更多的需求。北上广深一线城市对商业储能有更高的要求。江苏主要针对用户侧有其需求，华北、内蒙、辽宁在辅助服务有需求。每个区域有不同的应用场景需求，如何做到比较集中，符合大家期待的补贴性政策，有一定的难度。

这是对市场，包括可再生并网、辅助服务、分布式储能、用户侧等做了大概的分析，中国市场主要集中在可再生并网、辅助服务、分布式储能、用户侧等，主要用于智慧能源项目。辅助服务主要针对电力、火电。分布式及微网，分布式光伏、园区等都有工商业的应用。

抽水蓄能：长期内仍将是电网大规模调峰、长时调频、电

压支持等辅助服务最经济的主流技术；

压缩空气、飞轮储能：需在擅长的领域发挥机械储能的优

势，并逐渐证明其不可替代性；

蓄热、蓄冷储能：市场竞争压力较小，其应用前景完全依赖

于自身技术发展水平及基于光热电站的储能市场潜力。

我们不断推我国光热发电市场，有一定进展，不管是政策还是项目运营商需要做更多的工作。

锂离子电池：将率先在快速调频兼容量服务、分布式及微网、集中式可再生能源并网领域实现规模化应用，并随着成本下降逐步抢占用户侧市场；

铅炭电池：将在商业、住宅等用户侧市场扩大优势；

液流电池：将重点应用在集中式可再生能源并网及电网大

规模调峰等领域，以大型储能电站为主。据我了解，液流电池规划的项目不少，不管用于微网、风电等储能相关项目，都会加大推动步伐。今后的液流电池未必是兆瓦级的，也可能做小型的。

成本、安全、寿命是市场选择储能技术的关键性参数。从做小型（几千瓦）来说，大家更关注成本和经济性。做几兆瓦或者十几兆瓦，大家把安全性放在第一位，跟我们的车相似。

这是储能单元成本预测，包括铅炭电池、铅酸电池、三元电池、全钒液流电池，这是储能应用项目领域里用得比较多的技术。

抽水蓄能2020年底，这是关于十三五规划里写的，包括蓄热储能。我们到LG调研，他们2018蓄热储能大概是2GWH，如果我们没有推出比较好的商业模式、地方政策。

1、用户侧储能方面：京津冀、长三角、珠三角等地区用电需求增长迅猛，尖峰时刻供电紧张，分布式能源等新能源出力间歇性、不稳定。而规模化用户侧储能可发挥削峰填谷、应急备用、分布式电源平滑出力，提高系统供电稳定能力。用户侧储能系统目前难以更好实现集中管理和调度，且不能参与电网的调峰等辅助服务，导致综合利用率和潜在效益难以显现。江苏省电力公司正在积极推进客户侧储能并网智能互动平台建设，同时加快更多与更大储能项目建设，有望改善这一现状。

2、新能源发电侧储能方面：发电侧大型储能电站相对于用户侧储能，具有规模大、服役快、土地成本低、电网配套投资少、特殊政策需求小等方面优势，对快速、大范围的解决各地调峰、调频资源不足问题具有现实意义。但面临的难题一是新能源消纳途径。二是投资回报周期长。三是新能源发电储能系统解决方案有待优化，尤其是适应大规模新能源电站的产品少。四是储能电池寿命和系统效率有待提高。五是储能系统大规模应用的安全性有待进一步提升。六是技术标准缺乏，缺少针对性标准。如缺乏光伏电站、风电站储能系统应用方面的技术标准。

我们上次去青海调研时，业主提出对储能系统的要求很简单：

第一，保证绝对的安全；

第二，在目前情况下，成本是我能接受的；

第三，系统足够优化，我不是做系统的，操作越简单越好；

第四，容易维护；

第五，能否帮助我考虑回收问题。

把这些问题考虑清楚，这些事情就很好解决了。

去年所有的铅酸、铅炭的成本都在降，我们的成本压力比较大。如果我们的产品要做到足够好，满足几十兆甚至百兆瓦级的产品，确实有降价的压力。对生产制造装备线的需求要求更高，我们看了动力电池的生产线，从3-10亿不等，跨度较大，使用周期一般在5年，经过优化是8年。分摊到每一个电芯上的成本，这是可以计算的。

人工成本，我们的人工成本每年都在涨。研发成本，这些因素使你难以降低某些成本。我们企业真的很不容易，尤其是动力电池，根本无法控制原油上游材料的成本，我们企业在做回收，可以做一些补偿，但成本还是满意降下来昨天有公司老板说在铁塔中标了，做得越多，亏得越多，因为材料成本上来了。

辅助服务市场：可以通过储能技术快速响应速度，在进行辅助动态运行时提高火电机组的效率，减少碳排放，同时，避免动态运行对机组寿命的损害，减少设备维护和更换设备的费用，可以降低或延缓对新建发电机组容量的需求。运营商要在保证电储能设施安全、可靠基础上，扎实做好储能系统运行维护工作，要不断提升电储能的运行性能和效率，同时积极配合电力调度平台实施充放电信息接入。行业主管机构应尽快完善现有辅助服务补偿机制平台建设，尤其是国土、水利、环保、城乡规划等部门要做好项目土地审批与规划支持工作。东部地区存在辅助服务补偿费用较低，辅助服务调用不均衡等问题。

要密切跟踪试点相关情况，及时分析不足、总结经验、完善规则。按最低补偿的标准来说，投资回报周期便下来了。据我们了解，现在内蒙、华北、河北、天津等地想做调频的工作，储能希望可以参与。辅助服务的费用有点低，投资回收周期有点长。

电力储能的主要是输出电力，应用市场、调频、电压、调峰、备用电量等是主要的应用价值。电力领域：是储能最主要应用市场，调频、电压支撑、调峰、备用容量无功支持、缓解线路阻塞、延缓输配电扩容升级和变电站直流电源领域，都将发挥储能技术的价值。未来储能应用将更多从电网切实功能需求出发，而长寿命、低成本、高安全、易回收是未来电化学储能技术发展重点。抽水装机占98.9%，如果想更好的应用，不敢跟其他PK，我们把这一块市场拿出来，如何跟抽水PK价格，目前我们的成本难以达到，我们有很长的路要走。

应急电源和通信储能市场：要根据客户需求，针对不同应用环境和工况做好产品分类和优化。比如：极端自然天气、自然灾害、重要活动电源保障等市场对应急电源的需求。美国、日本以及中国等。美国、日本等欧美国家都有。我国最强，美国也停电，几百万人口无法用电。

分布式及微电网方面：大规模分布式光伏的增加，对储能技术应用有现实需求，只要商业模式出来，分布式光伏+储能的市场会很快显示出来，比如德国与澳洲市场。电网末端、区域能源规划和海岛可以建立微电网系统。这是我们很快要推动的，今天上午有人跟我交流，分布式光伏的装机和没配套储能的话，上网的量达不到需求和补贴，有的地方在考虑如何把分布式光伏和储能结合起来，达到国家的标准。虽然西藏的电网延伸了，但是停电的时间更长。我们去了西藏某县镇，他们没有工业，基本靠柴油发电。

家庭储能方面：家庭储能在海外市场有比较好的应用，比如德国、英国、美国夏威夷、日本、韩国和澳洲市场。这两年英国的增长比较快。

储热方面：主要针对光热发电和北方清洁能源供暖市场。到了夏季，供暖造成的环境，原来的技术不太适合，现在大家都煤改电。

总结：现阶段储能使用成本依然偏高，投资回报周期长等瓶颈，储能技术成本相对较高的情况下，储能项目收益主要依赖于地方电力服务补偿机制，储能项目的商业运营普遍存在不确定性，难以获取足够的社会资本进入，如何出台落地支持性政策对于决策制定者来说是严峻挑战。我们要不断结合政策环境和电改、现货交易等市场环境，挖掘自身潜能，提高储能电站综合价值与性能。未来储能产业的发展还需要各级政府及行业管理部门给予更多关心和政策支持。

我们协会已经写完2016年和2017年，今年我们还会继续提交。这次我们想办闭门会议，由于各方面原因，我们没有协调成功。我们会继续推动相关协调。

建议措施，在技术方向上，以实际应用为中心，加快成熟储能技术应用研究，孵化有市场竞争力的储能技术。这句话说得有点拗口，实际应用是结合实际项目做应用。成熟的技术，包括锂电、铅炭、铅酸。未来的技术是氢能。

市场机遇，掌握储能产业发展时机，适时投资并介入相关储能市场。很多资本找我什么时候能投储能，什么时候能获得回报收益率。大家的需求不一样，储能的投资回报周期比较长。什么时候比较合适，要结合具体实际情况而定。从今年相关项目来看，很多地方已经具备了。像北京优先出台，估计抢的速度会更快，相关政策给予储能很大的支持。如果你关注储能，想投资储能，每天一定要看中国储能网。

政策环境，及时了解储能产业的指导政策与顶层规划，了解地方的配套政策。国家给出的是指导性和宏观性的政策，地方会给予相应的政策。据我们了解，全国有十几个省市都在做储能相关的支持政策，有的给真金白银，有的给规划，还有的地方会给其他的政策。

其他方面的建议：

第一，将储能充分纳入国家能源体系，制订国家层面的储能产业发展战略及实施路线图。我们希望国家有一个专门处，让我们协调方便，让我们推动起来非常难。

第二，设立独立的储能国家重大专项计划，激发创新活力，提升企业的创新能力和市场竞争力。很多商业在国际市场做得很成熟，为什么在我国做不起来，不管是体制原因还是市场交易原因，这都是我们的长期积累下来的。国家在往前推动，需要我们给他们一些时间。

第三，积极鼓励储能技术参与解决边远无电地区、哨所、电网末端以及海岛、分布式能源、用户侧、新能源发电的电力能源供给，提高新能源发电稳定性。我们国家给了真金白银的补贴。像北京、上海的确有一些项目，但量不多。

第四，完善政府支持和投融资机制，吸引社会资本投入，加快推动我国储能技术大规模应用试点，进一步充分积累运行经验与云储能大数据建设。我跟部委相关领导沟通时说，你只要给我一点点小支持，我就能把产业撬动起来。现在很多资本关注，你不用给我一块钱，给我几分钱的支持，对行业也是一个很好的撬动，让我国重点关注和推动我国储能不断往前走。进一步积累运行经验和大数据建设，尤其是分布式储能。

这是我们产里的储能政策产业研究中心，我们发的储能产业研究报告也是这个中心做的。希望业界同仁齐心协力，集思广益，加快具有自主知识产权的高可靠性、高安全性、资源易回收储能技术路线研究工作，不断降低系统成本。尤其要在储能系统模块化设计、易回收、智能化人机界面、能量管理系统、智能化温控系统、自动安防系统、系统使用寿命上等方面做进一步优化和创新，充分挖掘细分储能市场应用空间，精益求精，把我们最领先的储能系统解决方案惠及全球。

希望业界同仁齐心协力把市场做起来，目前市场比较小，在我看来并没有做得很好。我们大家可以共同努力，后面做更多的协调工作。这对我们做出更可靠、更优质的产品是很大的推动。我们在国外有很多项目竞争，老外不PK，老外的报价比我们高5-10倍。我们内部的PK是几分几毛，所以国家要整合大系统。我们很多时候在海外，大家齐心协力把市场做起来，谢谢各位！