太阳能发电和风电的成本下降正在改变能源格局，那么，该如何把握机遇呢?
首先要考虑为什么?与其他能源生产领域的竞争对手不同，太阳能电池板和风力涡轮机都是大量生产的产品，这意味着，随着产量的增加以及工厂之间的竞争，他们将受制于不断变化的半导体，家用产品和服装的成本影响。传统发电厂基本上是大型建设项目，新能源发电很少能达到同样的效率。
因此，新建可再生能源发电的成本一直在下降。据Lazard公司去年的一份报告，美国成本最高的太阳能和风力发电项目，现在的发电成本至少与成本最低的煤电厂一样便宜。
在澳大利亚，这种价格差异意味着世界上最大的煤炭出口国之一不太可能继续维持现有盈利水平，EnergyAustralia Pty的总经理Catherine Tanna周三在悉尼举行的Bloomberg Invest会议上表示。到20世纪20年代初期，可再生能源将变得非常便宜，以至于建设它们的成本效益要比运营现有的煤炭或核电厂的成本效益更高，总部位于佛罗里达的NextEra能源公司的首席执行官Jim Robo在一次投资者电话会议上。
随着亚太地区收入的增加，煤矿开采商希望未来十年的需求会增加，但据彭博新能源财经显示，可再生能源的成本迅速下降也意味着固体燃料将逐步被淘汰出市场。
然而，伴随着成本的下降，有很多问题摆在面前。风能和太阳能的无转换性质加剧了这种情况。加州最近的要求是，把所有的太阳能电池板放在新建筑的屋顶上。正如我的同事上周写道的，其中一个可能的结果是将更多的电力推向已经供应充足的午后电力市场。
这就是储能可以发掘的市场。大多数电力市场的结构是实时拍卖的形式。其中一个结果是，在可再生能源普及率最高的情况下，批发电价偶尔会降至零甚至进入负值区域，正如BNEF的这张图表所示：
对于传统的发电机来说，这是一个可怕的消息：他们必须以低于生产成本的价格出售电力，或者暂时关闭机组，这实际上造成了同样的问题，因为它降低了工厂的产能利用率，并降低了资本回报率。
但是如果存在储能业务，正如去年特斯拉公司在阿德莱德以外安装锂离子电池时所指出的那样，负价格给了储能运营商以获得报酬的机会，用电池充放电，然后付费来解决问题。
天然气调峰工厂也有类似的优势，它们可以比煤和核能发电机更快速地切换。但是，燃气轮机的盈利能力受到其燃烧甲烷成本的限制，存在潜在的负成本基础，但储能运营商可以将利润率控制在100%以上。
储能不一定意味着只有电池，其成本相对较高，并且尺寸较小意味着它们仅适用于短至几小时的短期需求。
最大容量的储能项目是抽水蓄能电站，它使用便宜的非高峰电力将水输送到上坡水库，然后在电力价格更高时利用水的势能发出电能。澳大利亚政府正在计划建造一个大型抽水蓄能电站计划及其Snowy Hydro 2.0项目。
除此之外，还有更先进的技术可以将空气泵入地下洞穴或水下气囊，或者使用非高峰电力来生产生物燃料或氢气，从而在高峰时期释放电能。需求响应让消费者在高峰时段降低负荷，以及更好的输电网络，以整合遥远的发电资源也将有所帮助。
风能和太阳能，当然还有天然气，在过去的十年中改变了能源格局。储能在未来几年也会改变。
【回顾】
俞振华：2018，储能行业在期待中砥砺前行
回顾2017年，中国储能产业在希望中砥砺前行。光伏、电动汽车等领域所呈现出的快速发展之势，既增加了储能产业发展的信心和热度，也凸显了当前储能市场的困难与瓶颈。首先，光伏产业加速发展，在补贴资金并不完全到位的情况下，2017年新增投运项目规模依然超过53GW；其次，动力电池产能爆发，2017年电动汽车动力电池安装量超过40GWh。可以预见，到十三五收官之年，在规模效应的带动下光伏发电成本有望突破0.3元/kWh，这意味着新能源摆脱补贴依赖，全面超越化石能源已经开始进入倒计时。伴随着动力电池产能持续释放，储能的度电使用成本也将进一步下降，届时有望突破0.2元/kWh。
与之形成对比的是，构建储能市场机制、推动行业可持续发展仍需更多努力。根据CNESA全球储能项目库的统计，2017年国内新增投运电化学储能项目总装机121MW/502.3MWh，同比增长仅16%，功率规模尚不及光伏新增规模的0.2%，能量规模不及动力电池产量的1.3%。众多电力储能厂商依然在各类显性及隐性成本压力及风险下负重前行，举步维艰。自2016年前后形成的各类储能发展模式普遍面临挑战：用户侧峰谷价差套利模式面临政策风险、可再生能源并网侧弃电存储模式面临收益风险、火电侧储能联合机组调频模式面临技术风险等。
在能源产业发展新局面、新态势下，更先进、更可靠、更安全的储能技术是储能产业健康发展的基础；建立与可再生能源消纳、分布式能源发展、电力系统安全稳定运行相匹配的发展模式是储能产业健康发展的关键；搭建稳定而持续的政策环境是保障储能产业健康发展的核心。目前我国储能产业尚缺乏针对储能技术应用的专项补贴支持政策，储能项目收益主要依赖于地方电力服务补偿机制。在储能技术成本相对较高的情况下，储能项目的商业运营普遍存在不确定性，不仅难以获取足够的社会资本投入，也无助于构建产业良性升级机制。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。
值得欣慰的是，2017年10月11日我们终于迎来了第一个国家级储能产业政策——《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》。指导意见明确了未来十年中国储能发展的目标和重点任务，为下一步完善市场机制提出了纲领性建议。指导意见出台后，各地制定和出台储能相关政策的步伐明显加快，包括山西调整电力市场规则，南网“两个细则”给予储能充电补贴，江苏制定客户侧储能并网规则，以及多个电网规模储能项目获批等。
2018年将是值得期待的一年。地方电改政策推进及分布式能源交易将为行业发展创造新机遇；技术进步和成本下降将首次触及循环寿命5000次、系统成本1.5元/kWh的商业化应用拐点。电改前行与储能技术进步共同发力，有望改变现有电力市场的分配格局，替代传统输配电方式，创造出新的增量市场，使电网更高效，能源更清洁，并进一步推动能源革命。中关村储能产业技术联盟将与产业同仁一起努力并期待中国储能产业的明天会更好。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长
俞振华
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