2019-09-09 09:17:58 中国经营网

历经短期爆发后，2019年上半年储能市场规模出现小幅下滑。

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，2019年上半年，中国新增投运电化学储能项目装机规模为116.9MW，同比下降4.2%。

不过，有数据显示，到“十四五”末，我国储能装机将达到50GW~60GW，到2050年将达到200GW以上，市场规模将超2万亿元。

多位业内人士向《中国经营报》记者表示，虽然今年上半年电网侧储能市场暂时遇冷，但是下半年在发电侧，西北地区可再生能源配置储能市场仍将是一片火热，同时广东等地火电储能调频也成为业内竞相角逐的市场。

业内人士认为，在储能产业商业化应用初级阶段，亟须相关政策支持和引导，促使不同市场参与者之间能形成良性的市场竞争机制，从而加速储能技术应用项目落地。

电网侧储能规模或压缩

过去一年，电网侧储能在电网公司的积极推动下，迅速在江苏、河南、湖南、北京和浙江等地形成规模效应，推动了储能产业的发展。

CNESA储能项目数据库数据显示，2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为206.8MW，占2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能应用之首;年增速更是达到2047.5%，呈爆发式增长态势。

2019年初，南方电网、国家电网相继发布《南方电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿)和《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，传达了电网将电网侧储能纳入有效资产的意愿，并表明积极参与储能产业发展的态度。

然而，这一火爆趋势也随着一纸政策的发布而发生了重要改变，电网侧储能的发展悄然生变。

今年5月，国家发改委、能源局正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确抽水储能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电价成本。这也意味着，电网企业欲将电网侧储能计入有效资产来核定电价的愿望落空。

据悉，目前国内电网侧储能项目主流的商业模式中，电网公司承担了兜底作用，因此它们更加希望将储能计入有效资产，通过重新厘定输配电价予以疏导投资收益。而电储能不计入输配电定价成本则使电网企业投资建设电储能电站的积极性大打折扣，减缓了电网侧储能的发展步伐。

记者采访了解到，目前大规模电网侧储能投资基本暂停，仅剩一些三站融合的示范项目。

“基本上电网侧储能项目都停了，目前在执行的可能继续执行，未执行的可能会压后或执行性比较小。相比去年，今年电网侧储能规模会有所压缩，”阳光电源国内储能事业部副总经理陈志在接受记者采访时表示，电网公司也是在积极推进储能投资，不过目前尚不确定电网公司后续会如何规划。

中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思认为，现阶段，电网侧储能价值和收益渠道无法明确，已投运项目运营效果和规划在建项目的落地受到影响，机制的不健全将影响电网侧储能的下一步发展。“未来还是尽量以社会资本投资为主，现在虽然各地之前有项目规划，但还真不好说落地多少。”

“风光”配置储能加速落地

电网侧储能“遇冷”，发电侧可再生能源配置储能却正加速走向台前。

记者了解到，今年可再生能源配置储能比较火热的地区主要在新疆、青海和西藏等西北市场。其中，新疆成为今年全国储能市场的焦点。

2019年6月，新疆自治区发改委、国家能源局新疆监管办正式发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，指出在南疆四地州光伏储能联合运行试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时长不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。

随后，新疆首批发电侧光伏储能联合运行试点项目名单公布，共计36个项目，规模合计221MW/446MWh，北控智慧能源、智光储能、国能驭新、国网节能、阳光电源和天合智慧能源等多家企业入围。

一位知情人士向记者透露，目前试点项目建设方案正在积极敲定中，按照计划10月底完工。

新疆之外，今年8月西藏自治区能源局也印发了《关于申报首批光伏储能示范项目的通知》，指出结合西藏本区光伏电站布局及消纳情况，首批光储示范项目向拉萨市、日喀则市、昌都市倾斜，优先支持已建成并网光伏电站侧建设储能系统。其中，规定储能示范项目可享受相应政策。

“这些试点项目在很大范围内，尤其弃光、弃风严重的地区都具有很好的推广借鉴意义，也将进一步加速推进可再生能源+储能这一趋势发展。”上述知情人士如是表示。

不仅如此，随着平价时代来临，在中东部一些省份可再生能源电站配置储能也开始成为相关能源部门考虑的范畴。

近日，山东能源局发布《关于做好我省平价上网项目电网接入工作的通知》，明确提出基于山东省电网调峰压力较大的实际情况，鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，减少弃光风险。

对于平价时代的可再生能源消纳问题，通威新能源项目开发总监李毅表示，实现平价以后最大的问题就是消纳，但这并不是一家企业就能解决的，应该国家出面支持与调节。“当前国家要求电网公司解决消纳问题，电网公司则要求企业配置储能，相当于变相转嫁给新能源企业。”李毅进一步补充。

记者在采访中发现，实际上从去年开始，某些地方就要求电站配置10%储能，但鲜有企业执行。一位储能行业的资深人士王丽莎(化名)向记者反映，政策鼓励上储能仅仅是一方面，目前光伏企业困难，面临补贴拖欠，不可能再大规模投资储能。如果要推行，国家必须给补贴，让投资算过账才行。

王思也认为，可再生能源配储能肯定是发展趋势，但是平价后如果储能成本降不下来，没有其他措施，如辅助服务市场给予支持，这个商业模式显然难以持续。

火电储能调频市场不确定性大

未来可再生能源配置储能是发展趋势，不过在发电侧储能应用方面，火电机组配置储能联合调频仍是当前国内储能市场化主战场。在业内人士看来，火电储能调频市场空间可期，但也乱象丛生，充满诸多不确定性。

据了解，火电储能联合调频市场最早起于山西，2017年底山西率先在全国投运3个项目。之后，随着较高投资回报率和地方辅助服务市场利好政策推动，内蒙古、河北、安徽、辽宁和广东等地相继布局。

尤其是2018年以来，广东成为竞相角逐的区域市场。根据CNESA全球储能项目库的统计，截至今年上半年，已有25个参与广东调频辅助服务市场的储能项目发布，储能规模合计364MW。

从目前竞争参与者来看，除了较早涉足市场的睿能世纪、科陆电子(002121.SZ)两家企业外，又增加了欣旺达(300207.SZ)、北控、智中、道威储能、海博思创、万克、华泰慧能和智光电气等储能系统集成商和开发商。

当然，机遇与挑战并存。随着调频补偿价格不断下滑，企业之间价格战竞争加剧，储能调频项目的投资回报也随之带来巨大冲击与风险。

陈志告诉记者，目前每一个省份的情况都不一样，“两个细则”考核政策变化快且幅度大，导致投资者没有信心。同时，“寄生”于火电厂本身的储能项目模式，让投资者缺少安全感，甚至还要面临辅助服务费用无法结算的风险。此外，在市场空间有限，加之竞争激烈的背景下，目前储能项目投资方和火电厂分成比例逐渐下滑至5:5，利润空间大幅压缩。

“看似火爆的市场，实际上真正投运的项目并不及预期。”陈志还表示，目前这一市场比较混乱，缺乏规则引导，政策和市场机制需要进一步完善。

面对竞争激烈的储能市场，科陆电子一位相关负责人向记者表示，企业只有在追求技术创新的前提下，不断降低成本，从而赢得更高的投资回报率，“储能这块市场前景巨大，但是并不十分明朗，企业也是在不断波动中摸索与发展。”