储能的危与机.doc

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1、储能的危与机前言：对于新兴的储能产业而言，在短短两年之内便遭遇“冰火两重天”，无疑是一次成长中的挫折。但经历了风霜而成长起来的产业会更强大，更具竞争力。自人类诞生以来，便在追寻更好的储存技术的道路上不断求索：文字储存、食物储存、影像储存、信息储存储存技术是人类文明向前推进的重要动力。而能源储存技术的发展，则是全球在面临前所未有的能源危机时的共同选择。曾有业内人士认为，新能源+储能技术是人类未来能源利用的终极解决方案。无论这一论断是否过于绝对，却深刻地指出了在化石能源逐渐枯竭、环境污染困扰人类的严峻形势下，能源技术新旧迭代的大势所趋。储能是推动可再生能源从替代能源走向主体能源的关键技术，可实现可

2、再生能源特性改善、调峰调频、需求侧响应等多种电力服务功能。可以说，储能是新一轮能源变革的关键力量，储能技术的创新将为人类社会可持续发展提供重要支撑。储能所描绘的美好未来无疑令人神往，但我国储能产业当下所面临的发展道路却是复杂而曲折的。自关于促进储能产业与技术发展的指导意见发布以来，储能行业焕发出勃勃生机，在用户侧、辅助服务、电网侧、可再生能源并网、智能微电网等领域快速发力，产业规模在2018年破新高，电化学储能规模首次突破吉瓦大关。但在短暂的产业爆发之后，2019年，我国储能产业迅速进入了“冷却期”，全球频繁发生安全事故、电网侧储能急刹车、一般工商业电价连降在多重因素的影响下，2019年中国储

3、能装机量在行业自有统计数据以来，首次出现同比增速为负的情况。危机之中亦可蛰伏前行。当前，储能产业正处于研发示范向商业化初期过渡的阶段。当初生的储能产业遇见成长中的中国电力市场，必然要经历更多的磨合与挑战，这种挑战既有关技术本身的创新与突破，也包括承载市场过渡期所带来的充满变量的投资环境。毫无疑问，产业破茧的过程是挣扎和痛苦的，在艰难发展的当前，全行业唯有凝聚共识，积能蓄势，才能捱过寒冬，迎接储能真正的春天到来。产业入冬如果不是2018年的产业数据过于耀眼，或许2019年产业的寂寥也不会如此令人失意。根据CNESA(中关村储能产业技术联盟)数据统计，截至2018年12月底，中国已投运储能项目的累

4、计装机规模为31.3吉瓦，同比增长8%。其中电化学储能累计装机规模为1072.7兆瓦，仅次于抽水蓄能，是2017年累计投运总规模的2.8倍，新增投运规模682.9兆瓦，同比增长464.4%。对比之下，2019年的产业发展显得格外惨淡。2019年上半年，中国新增投运电化学储能项目装机规模为116.9兆瓦，同比下降4.2%。尽管全年数据未出，但在2018年余温去尽，电网侧储能全面退出之后，下半年的产业情况更加不容乐观。光芒之下，阴影更甚。仅仅从数据来看，如此强烈的对比的确是让人“透心凉”，但若理性、深入地分析2018年的产业数据，会发现这一罕见的增长是由两个特殊的爆发点所导致。2018年，电网侧电

5、化学储能新增投运规模达206.8兆瓦，占据2018年全国新增投运电化学储能规模的36%;多年耕耘于用户侧的民营企业南都电源在2018年新投运84.2兆瓦电化学储能项目。电网侧储能规模的爆发，得益于江苏、河南、湖南、甘肃以及浙江等省电网公司相继发布百兆瓦级储能项目的采购需求。而南都电源则是早在电改开启之初便注意到工商业配售电在改革中率先放开，我国工商业峰谷电价差已为储能的商业应用提供了一定的空间，经过几年示范项目的实践后，从2017年便开始进行用户侧的大规模扩张。可以看出，电网企业和南都电源二者市场规模相加已然占据了整个产业新增规模的“半壁江山”。两大巨头的同时发力，造就了2018年罕见的增长速

6、度，但这并不意味着储能产业真正到达了大规模爆发的突破点。“如果滤掉2018年这两个最重要的新增点，其实这几年整个储能市场没有发生太大的变化，可见这个市场是机会型、政策驱动型的，并没有真正到达我们认为可以起步的那个点。”阳光电源储能事业部总经理陈志说。但在2019年，电网侧和用户侧两大领域不同程度地遭遇了市场冲击。在电网侧，2019年，国家发改委公布了输配电定价成本监审办法，其中规定：抽水蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。这一规定让高歌猛进的电网侧储能偃旗息鼓。近日，国家电网公司发布文件关于进一步严格控制电网投资的通知，规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学

7、储能设施建设。电网侧储能遭受重创。另一方面，作为电力市场中相对最开放的领域，用户侧一向是民营储能企业聚焦的领域，但要想在短期内大幅盈利并不容易。用户侧储能收益方式过于依赖峰谷电价差套利模式，收益来源单一，且储能设备前期投入较大，成本回收期较长。2018年7月，国家发改委印发关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见，明确了加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷，利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制。这一政策对峰谷套利模式的认可原本为用户侧储能向市场化迈进注入了“强心针”，然而，20182019连续两年的一般工商业降电价政策意外导致了多数地区峰谷价差缩小。在动荡的市场环境和政策机制

8、下，储能的2019年，充满迷茫。今年，南都电源收缩战线，调整发展战略，公开表示不再像从前一样大规模扩张用户侧储能。电网侧、用户侧两大巨头的“急刹车”，透视出储能行业2019年的萧条。一时间，储能的冬天，寒气逼人。商业探路储能的商业机会在哪里?从几年来众多企业的不断的探路、试错来看，具备商业机会的项目是特殊条件下的某些应用场景，它们是“点”，却并未形成具有普适性推广价值的“面”。作为国内最大的用户侧储能运营企业，南都电源在国内有过非常成功的用户侧投资案例。2017年7月，南都电源无锡新加坡工业园智能配网储能电站项目投运，电站总功率为20兆瓦，总容量为160兆瓦时，可实现日输出电量16万千瓦时。南

9、都电源互联网公司董事长吴贤章告诉记者，该项目投运之初执行的峰谷电价差大约在0.78元/千瓦时左右，电站目前每年收益2000多万，收益率可达10%。尽管理论上用户侧储能项目在峰谷电价差达到0.7元/千瓦时以上的地区盈利能力尚可，但实际上在目前的机制和成本下项目收益非常脆弱。2019年，在经济形势下行压力以及江苏省实行企业安全环保整顿、全社会用电需求趋弱等因素的冲击下，南都电源的用户侧储能项目普遍压力巨大。而无锡新加坡工业园区项目之所以坚挺，是由于园区内企业用户质量较高，用电负荷比较稳定。“但这样的优质项目和优质用户非常稀缺，是可遇不可求的。这从侧面反映了现行机制下储能在用户侧的盈利空间非常有限，

10、因此我们现在对于项目的风控管理会更加严格。”吴贤章说。目前，在国内储能市场中，市场表现较好、项目能够保持持续增长的是火电储能联合调频项目，但这一市场的局限性也很明显。火储市场是一个零和市场，收入来源有限，随着参与市场的主体不断增加，市场很容易形成饱和。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，火储市场目前仅在华北、内蒙古和广东比较成功，是因为辅助服务的初始价格合理并引入了竞价机制，解决了储能参与辅助服务从无到有的问题。其它地区象征性的低价根本无法激发市场动力，有些地方因为能源结构特点，虽然价格不高，但设计了发电侧储能多重收益的结构，这需要市场的检验，这类探索应该给予鼓励。发电侧的另一个重点

11、应用领域新能源+储能的模式，理论上极具发展潜力，但实际上问津者寥寥。2017年，青海省发改委曾要求当年330万千瓦风电开发项目按照建设规模须配套10%的储电装置，但最终在各方争议之下不了了之。由于受益主体之争一直没有定论，无论是新能源发电场还是电网，都不愿意为增加储能设备买单，这也是导致青海风储“乌龙”事件的原因。今年上半年，新疆自治区发改委发布关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知，公示了首批发电侧光伏储能联合运行试点项目名单。通知规定，对于参加试点的36家光伏电站，从2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年。新疆光储市场也由此成为2019年中国储能市场中一束振奋人心的微光

12、。业内围绕新疆给予的每年100小时优先发电电量有两种不同的理解。一种理解是，直接给光伏电站增加100小时发电量，那么100兆瓦的光伏电站收入每年会多300万500万元;另一种是，在原有保障收购小时的基础上，增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100兆瓦的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。显然，同样的100小时，两种算法导致的收益差距甚大。现在的局面，很可能是按第二种走，收入会有所增加，但增加的幅度只能说聊胜于无。华能清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义认为

13、，储能成本下行的曲线和应用场景收益的曲线还没有实现全面契合，虽然在个别场景能契合，但不具有普遍的推广性。比如光伏电站加装储能如果要获得良好的收益需要具备以下条件。其一，加装储能的光伏电站能享受较高的电价。如果是平价上网的光伏电站，相对于加装储能，可能放弃一部分消纳电量更加划算。其二，不仅要评估该电站所在地区的弃光率，也要分析其弃光特性是否均匀分布在全年。刘明义以青海、新疆和宁夏为例，尽管宁夏的弃光率和青海、新疆没有太大的差距，但青海、新疆的弃光特性对于光伏电站加装储能而言更具经济性。“宁夏弃光特性是半年弃半年不弃，储能设备利用率较低，如果和新疆对比，同样容量的储能设备在新疆的光伏电站中每年充放

14、次数可能是宁夏的两倍，相应的项目回收期也更短。”刘明义说。机制之痛相对于国外的储能产业发展，我国储能产业在商业化发展初期，面对的是一个利润很低的市场。这其中固然存在技术和成本的因素，但缺乏合理的储能价格政策及市场环境也是产业遇冷的重要原因。在一些电力市场成熟、开放的国家，储能独立调频已经得到广泛应用，并在市场中极具竞争力。在我国，储能尚无法拥有独立的市场身份参与辅助服务市场，只能联合发电厂，以合同能源管理的方式参与辅助服务市场。比如在火储联合的应用模式中，火电厂通过加装储能设备实现更快、更精准的调峰调频响应，从而挣得一定的服务费，与储能投资方分账。但这种模式不仅可持续性不强，同时储能的运营也受

15、制于发电厂。“考核的主体是发电厂，收益也是先进入发电厂的账户里。目前火电企业效益衰减，经营压力大，储能方收益滞后到账等情况时有发生。此外，储能加装在电厂里，能不能运行，全部由电厂说了算，无论是电厂要大修，还是要供热，储能就面临停止运行的可能，这让储能投资方十分被动。”陈志说。火储联合模式是在中国缺乏成熟市场的环境下，通过“两个细则”的机制使得储能能够参与到电力辅助服务中，按效果获取收益。但考核细则的变动往往会给储能投资带来极大的风险。“在我们的调研中看到已并网的储能项目在个别地区调度规则稍微调整后就有可能由盈利很好变成亏损，投资风险并不低。”俞振华说。缺乏合理的长效机制，是储能项目投资测算时的

16、最大难点，也是储能项目遭遇市场风险的最大影响因素之一。火储联合调频市场十分活跃的山西，从两年前开始便下调了调频市场的报价范围。2017年底，山西能监办将山西电储能调频市场的服务申报价格下调为510元/兆瓦。“但这一补偿价格最早是20元，两年时间变成15元，然后又变成10元。最近蒙西拟修订的两个细则也是，在现行的蒙西两个细则版本中火电机组的AGC调节补偿系数是0.02小时，征求意见稿调整为0.01，相当于价格腰斩，最后在各方意见和建议的基础上，采取了折中方案，最终的修订结果是0.015，降低了1/4。所以这个市场目前收益好，但是风险也很大。”陈志说。此外，目前电力市场并没有能充分体现储能多重价值的价格机制。储能不仅能够减少新能源的弃电量，对电的数量有所贡献，更为重要的是它提升了电的质量，赋予了风光发电可调度性，把间歇性、不稳定的电力变成了稳定的、可调度的电力，同时储能还能够提高电网