储能市场环境逐步形成
记者：储能是我们一直关注的领域，近来业界有什么大的变化吗?
张静：近几个月，业界能深刻感受到，整个储能产业在进行大规模的布局。之前我们认为，安装1兆瓦、3兆瓦都是很大的量了，现在的布局都上升到十几兆瓦、几十兆瓦甚至上百兆瓦的量级，这的确很让我们吃惊。
记者：国内外有哪些情况让您吃惊?
张静：从全球2016年初的储能应用规划看，美国加州公共事业委员会规划的1.325吉瓦装机的储能项目绝对是在量级上的先行者，将在电力输配、辅助服务和用户侧方面发挥储能的作用。该项目已经部署415兆瓦，目前虽有一定的困难，但仍旧在跌宕起伏中前进。
全球储能态势除了量级在加大，也不断有新的国家开始关注储能，如加拿大和意大利作为后起之秀也加入进来了，尤其加拿大于年初规划了装机50兆瓦的储能项目，目前已全部部署完毕。当然，国内的情况也很令人震撼。据我们的不完全统计，国内储能厂商含合资公司在今年年初规划储能装机超过600兆瓦，目前已经部署75兆瓦左右，应用领域主要在调频、调峰等辅助服务、集中式风光电站储能、园区储能以及电力输配上。我们隐约感受到，我国储能市场将在2016年或2017年迎来一个爆发期。
另外，基于近来储能市场待爆发的态势以及装机情况，我们对中国储能市场容量进行了预测，预测中不包含抽水蓄能。在常规预测下，2020年我国储能市场容量可达14.5吉瓦，如果辅之有更多的支持政策、电改的推动以及能源互联网的助力，这一数据在理想预测下可达24.2吉瓦。
记者：从中远期看，储能将呈现怎样的应用趋势?
张静：以电力储能为例，以前的关注点是，储能在哪个领域，有哪些应用类型，有怎样的价值，但现在有所突破，一套储能系统无论安装在哪里，都可以被灵活调用。比如以安装在可再生能源基地的储能为例，一方面可以满足自身的削峰填谷、计划出力跟踪等功能，同时也可在市场机制允许下，参与辅助服务，甚至在输配侧容量发生阻塞时起到缓解作用。
另外，随着可再生能源就地消纳市场的形成，储能是不是也可以支持可再生能源直供的稳定输出呢?所以，现在要用储能灵活配置的思路来看待未来储能的应用，也就是能源互联网的思维。随着能源互联网市场的形成，我们看到的不光是安装在输配侧、可再生能源并网、用户侧的储能有很大的应用，其实在电信基站、数据中心、电动汽车的车载电池以及交通领域的储能都可以是广义的储能，在整个供电环节起到调节作用。
记者：国际市场对储能技术需求量也在增大，有哪些体现?
张静：在户用储能上，德国、美国、日本、澳大利亚在引领潮流，但下一步绝不仅限于这些国家，像东南亚一些岛屿比较密集的地区都有望在储能应用上发力。虽然促进因素不同、需求不同，但以上四国在户用储能套数上增长快速，比如德国2015年有1.3万套，2020年预计增至15~20万套。
调频市场方面，也出现了可喜成绩。美国率先做了调频相关的工作。韩国的目标非常激进，在2014年底、2015年年初时提出到2017年底完成500兆瓦的调频量，目前韩国已投运近250兆瓦。英国在今年一季度也开始了200兆瓦的招标。
储能商业模式或在五年内建立
记者：对于储能的商业化进展，业界有着不一致的声音。有的认为已经实现商业化了，有的认为任重而道远。您怎么看?
张静：我们站在中立的立场认为，综合各种技术，现阶段储能的维护成本、工程建设成本和系统成本占比仍旧很高，储能的应用价值未得以完全实现。比如在风电场的储能上，储能在计划出力发挥较好的作用，但这其中储能的价值没法得到完全的体现，只能给予储能一定的奖励性价值。
我们对各主流技术厂商成本数据跟踪调研发现，从2013~2020年，主流储能技术成本存在明显下降趋势，尤其在2015~2020年，储能成本将有70%乃至更大的降幅。我们不建议把各主流技术进行横向比较，因为往往看到的是生产成本或是报价，并非是全生命周期的成本。但毫无疑问，储能的成本正在大幅下降。
记者：既然储能的成本在下降，那么其价值是否有所体现呢?
张静：储能应用收益有“光伏+储能”“集中式风光电站+储能”“储能参与调频”等模式，仅以“光伏+储能”为例，当前储能的应用受益是通过峰谷电价差节省电费，存在的潜在受益有需求响应、延缓升级容量费用和参与电力辅助等。只要有相应的机制或有价格的体现，就可以实现潜在性受益。相信随着电改和能源互联网的推动，我们还是能欣喜地看到储能的美好蓝图的。
记者：那么请为我们展望下我国储能市场的发展蓝图吧。
张静：我们把2000~2010年看成是储能的技术验证阶段，实现累计装机2.4兆瓦，累计投运项目有11个。2011~2015年，属于储能的示范应用阶段，累计装机达105.5兆瓦，累计投运项目118个。我们展望2016~2020年，储能进入商业化初期，在此阶段，相信储能的政策力度加大，市场机制逐步理顺，多领域融合渗透，装机规模快速增加，储能的商业模式也会逐步建立。
