重整破局再向前！2019储能行业半年复盘
发布日期：2019/9/10
2018年，我国电化学储能的装机实现了一个陡增，累计年增长率为175.2%，新增装机年增长率为464.4%，储能产业经历了前所未有的发展高潮，实现了三个突破一个渗透，即储能累计装机容量首次突破吉瓦、电网侧储能规模化应用实现了“零”的突破、锂离子电池系统建设成本突破了每千瓦时1500元，储能的应用已经向传统电厂、光伏电站、风电场、电网等电力系统以及绿色交通、通信、物流、港口、采矿等领域全面渗透。
2019年已经过半，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库的最新统计数据，截止2019年6月底，我国电化学储能累计装机规模为1189.6MW，上半年新增规模为116.9MW，同比增长-4.2%，在一轮高增长过后，市场进入减速调整期。
从储能在各个应用领域的装机看，集中式可再生能源并网上半年没有投运项目，增速最低；近几年非常活跃的用户侧储能陷入低迷；2018年项目扩张力度最大的储能参与调频辅助服务应用开始制动；2018年规划项目的投运使今年上半年电网侧储能的增长仍高居不下，但未来项目建设由于缺乏盈利渠道的支撑而举步维艰。减速调整似乎比大家预期来得要快要猛。
其实从2016年储能向商业化发展开始，核心困难一直是投资回收期过长、盈利不稳定。包括市场机制、价格机制在内的政策对产业发展的影响非常大，刚性市场需求近年虽然逐步明晰，但受储能系统收益和成本的制约一直没有成为推动产业可持续发展的关键驱动力。
2018年电网侧储能的投运为整个产业发展带来了爆发式增长以及对未来的信心，根据CNESA 2019年初收集的数据，有望在2019-2020年建设投运的电网侧储能规模在1000MW左右，主要包括湖南、广东、江苏二期、浙江、福建晋江和甘肃等地的项目。2019年2月国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，提出“将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导”，希望通过输配电价来消化储能电站建设投资。但6月份发改委印发《输配电定价成本监审办法》，明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本。”这表明如果在短期内没有其他盈利模式出现，未来几年电网侧储能的发展会受影响。近期有关“国网公司已经暂缓电网侧储能建设”的消息似乎也印证了这点。
最近峰谷电价差缩小、合作模式、和资金周转等问题使用户侧储能发展受阻。储能厂商主要承担项目投入的资金压力，政策的变化延长了系统的投资回收期，峰谷价差套利外的潜在收益一时还不能实现，因此厂商拓展市场、建设项目的热情开始回归。储能参与调频辅助服务也呈现同样结果，但原因主要是调频价格的政策性下调、有限市场中的激烈竞争（价格和分成比例）、结算延迟和资金紧张等。
中关村储能产业技术联盟2019年7-8月组织了多地的调研，走访了地方政府、储能厂商、集成商、电力公司、设计研究院和投资机构等。用户单位对储能技术及应用效果普遍认同，褒奖颇多，但各方对如何建立稳定的商业模式、实现盈利都存在较大困惑，感觉一时难以突破，对政策的期待十分迫切。
产业发展又一次经历跌宕起伏，业内也开始出现一些唱衰的论调；但如果我们理性地观察市场，有长期扎根产业的决心，就不难发现积极因素仍是当前储能发展的主导因素。随着2017年10月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和2019年7月《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》的出台，地方政府、电网企业纷纷发布储能发展和推动政策，电改和可再生能源政策也都将储能纳入支持范围。由于储能“技术新”、“应用新”，希望政策一出就药到病除、立竿见影是不科学的，政策成效的显现也需要一个过程，也需要调整。最近几个区域性政策就为尝试储能的市场化发展和参与电力市场化运行提供了支持，截止目前已推动超过200MW储能项目的规划和建设。虽然这些政策的支持有区域限制，但具有示范推广的意义。
在地区光储补贴的支持下，用户侧储能的投资回收期明显缩短，推动了光储联合发展。
可再生能源并网配置储能的市场规模大、需求较明确。近期，政府和企业共同努力，联手“唤醒”市场，储能在集中式可再生能源领域的发展最具潜力。
2019年，与一些政策出台并行的是储能在电力系统潜在应用的开发也有进展。一是共享储能。今年4月，青海电力公司实施青海共享储能市场化交易，鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司共同参与。依托国网青海电力建设运营的青海省能源大数据中心，可以将分散在用户侧、发电侧或电网侧的储能电站整合起来在电网调度下应用。以鲁能为例，在此交易中，包括交易收益和电网直接调度收益，效益良好。这种打破储能电站安装界限、服务于多家可再生能源场站、解决弃风弃光或并网质量问题的思路在2015年就曾经讨论过，目前的实施可以说是为风电场、光伏电站配置储能增加了一个新的收益点；如果再加上类似新疆政策的补偿，在增发电量增收的同时还可以靠共享剩余资源而获益，将极大促进储能的应用。同时，由于电网在其中的作用，这些资源也可以成为电网所需要的调节资源，在捋顺价格机制的基础上，可以缓解电网对储能投资的压力。共享储能可以说是储能比较有创新和前景的应用。
二是开展需求响应工作。为应对“迎峰度夏”，2019年7月浙江和江苏两省分别开展需求响应工作。7月30日，浙江省能源局在宁波、杭州、嘉兴启动需求响应。削峰的实时响应补贴额高达4元/千瓦时。同一天，江苏发改委和国网江苏电力联合发起需求响应。有代表性的是江苏储能用户首次参与，减少1小时充电，获得8万元收益，增加了储能的收入。安装储能电站的工商业用户参与需求响应是用户侧储能的潜在应用，以往由于补偿费用低和应用地区有限，一直没有开展起来。今年两地开启需求响应也为用户侧储能增加收入提供了新的空间。
虽然2019年上半年储能市场的增速遇冷，项目盈利能力也没有实质性的改善，储能应用的前途似乎扑朔迷离，但产业的发展并不那么悲观。因为政策对市场的推动还在继续，电网公司正加紧探索如何突破眼前面临的储能盈利困局，使储能可持续服务于 “三型两网”建设，储能规模化应用于集中式可再生能源的市场正在形成；政府、电网、电厂、风电和光伏企业都积极布局，一些潜在应用正在逐步实现。
储能联盟在调研中也了解到，企业也在非常积极地应对产业发展中的困难。一些企业在电池的安全管理设计和消防工作上下功夫，以消除安全隐患，保障系统的稳定安全运行；电池厂家则是努力提升电池循环寿命，降低度电成本，为技术应用创造更多的空间；许多企业领导也表示在困难时期，理性思维，避免冒进、避免恶性价格竞争都是应对的手段。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在储能联盟2019年产业发展白皮书的前言中有一句话十分贴切地描述了产业的现状和前景，“沉舟侧畔千帆过，病树前头万木春”。产业发展必然是千回百转、千辛万苦的，但储能在能源变革中的作用和价值是一定会实现的。
来源：中关村储能产业技术联盟 作者：张静
