储能技术有望解决弃光问题

　　2015年，我国新增光伏装机1513万千瓦，光伏发电累计装机容量4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。全国全年平均利用小时数为1133小时，平均弃光率12.62%(不含蒙西)。西北部分地区出现较为严重的弃光现象，其中，甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%；新疆全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。

　　目前各地"弃风弃光"现象严重，电网建设与可再生能源发展速度脱节是很重要的一个原因。而电网建设成本往往是巨大的。储能系统能够帮助可再生能源电站进行调峰和平稳输出，在不增加电网容量的情况下提升可再生能源的消纳能力。问题的关键在于储能的成本由谁来承担。储能转移电力的成本与光伏的上网电价相当，电源企业是没有动力进行投资的。如果能在上网电价的基础上设置一个储能补贴价格，使得储能投资相对有利可图，最终就有可能形成电网与电源企业双赢的结果。

　　但是，就目前的情况来看，由于我国储能行业起步相对较晚，对储能技术的发展也缺乏应有的关注，目前还没有清晰有力的规划与补贴政策。即便如此，也有不少储能示范项目如雨后春笋般涌现，以张北风光储输项目最为典型，另外一些储能商业项目，如海外调频市场、微型电网市场、离网市场上，应用比例也在不断走高。现阶段中国储能尚处于发展的初期，随着储能技术的不断发展完善，加上国家相关补贴政策的出台，未来储能很有可能成为解决"弃风弃光"问题最有效的途径。

　　光伏企业纷纷进入储能行业

　　看到储能行业的前景，许多光伏企业开始涉足储能行业。他们凭借积累的经验较多，同时在应用中碰到的问题比其他行业更多，解决问题的迫切性更强，理解也更深刻的优势，往往会得到更具可用性优势的储能方案。

　　例如阳光电源与三星合资成立阳光三星储能电源有限公司，具备年产2000兆瓦时电力储能设备的生产能力；协鑫成立的苏州协鑫集成储能科技有限公司，项目建成后将形成年产500MWh储能电池产能。目前首款储能产品E-KwBeNC-S系列已经完成开发，并已形成订单；天合光能成立天合储能有限公司，公司定位系统集成商，其业务将覆盖工商业用户及公共事业电网储能、家庭储能、离网应用储能、通信电源和汽车动力电源等几大板块，并提供相应解决方案。

　　市场空间大，机遇与风险并存

　　单从国内市场来说，到2020年光伏装机不低于110GW，其中至少60GW的配额在分布式光伏;2030年全国光伏装机总量很可能将突破400GW，分布式光伏很可能突破200GW以上。如果这些项目如果全部配备储能，那么储能将会迎来一个非常庞大的市场。

　　然而，目前的状况却是储能的发展远远落后于光伏，甚至严重阻碍了以光伏为代表的可再生能源在世界范围内的推进。相关数据显示，目前全球储能市场规模高达140GW，其中97%以上是在发、输电环节的抽水蓄能;用户侧储能的全球市场规模不足1GW，具体到中国市场只有0.1GW不到的体量，大多运用于海岛、边远和无电地区的配套微网项，真正到用户侧就微乎其微了。

　　政策推动

　　6月初，国家能源局下发《关于促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，首次明确了电储能作为电力市场辅助服务提供者的市场主体地位，并制定了补偿机制，为电储能参与辅助服务市场建设提供了全新政策支撑，这是非常好的储能产业政策信号。

　　同时，能源政策的密集出台，使储能成为规划布局的重点领域。作为安全清洁高效的现代能源技术，储能在《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《中国制造2025-能源装备实施方案》等多项政策中被重点提及。相关政策清晰描绘了储能技术的创新发展路线图，重点技术攻关、试验示范、推广应用的储能技术装备。

　　虽然目前的储能产业虽然面临多重制约因素，但随着规模化应用、成本地大幅下降、应用模式和商业模式的创新以及政策的推动，谁又能说储能不会迎来"爆发期"呢？