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【中國能源報】儲能行業上半年復盤:重調整、破困局
2019年09月11日

  2018年,我國電化學儲能的裝機實現了一個陡增,累計年增長率為175.2%,新增裝機年增長率為464.4%,儲能產業經歷了前所未有的發展高潮,實現了“三個突破一個滲透”:即儲能累計裝機容量首次突破吉瓦、電網側儲能規模化應用實現了“零”的突破、鋰離子電池系統建設成本突破了每千瓦時1500元,儲能的應用已經向傳統電廠、光伏電站、風電場、電網等電力系統以及綠色交通、通信、物流、港口、采礦等領域全面滲透。

  2019年已經過半,根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)項目庫的最新統計數據,截至2019年6月底,我國電化學儲能累計裝機規模為1189.6MW,上半年新增規模為116.9MW,同比增長-4.2%,在一輪高增長過后,市場進入減速調整期。

  從儲能在各個應用領域的裝機看,集中式可再生能源并網上半年沒有投運項目,增速最低;近幾年非常活躍的用戶側儲能陷入低迷;2018年項目擴張力度最大的儲能參與調頻輔助服務應用開始制動;2018年規劃項目的投運使今年上半年電網側儲能的增長仍高居不下,但未來項目建設由于缺乏盈利渠道的支撐而舉步維艱。減速調整似乎比大家預期來得要快要猛。

  其實從2016年儲能向商業化發展開始,核心問題一直是投資回收期過長、盈利不穩定。包括市場機制、價格機制在內的政策對產業發展的影響非常大,剛性市場需求近年雖然逐步明晰,但受儲能系統收益和成本的制約一直沒有成為推動產業可持續發展的關鍵驅動力。

  2018年電網側儲能的投運為整個產業發展帶來了爆發式增長以及對未來的信心,根據CNESA 2019年初收集的數據,有望在2019-2020年建設投運的電網側儲能規模在1000MW左右,主要包括湖南、廣東、江蘇、浙江、福建晉江和甘肅等地的項目。2019年2月國家電網印發《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》,提出“將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產,通過輸配電價疏導”,希望通過輸配電價來消化儲能電站建設投資。但6月份國家發改委印發《輸配電定價成本監審辦法》,明確了“電網企業投資的電儲能設施明確不計入輸配電定價成本。”這表明如果在短期內沒有其他盈利模式出現,未來幾年電網側儲能的發展會受影響。近期有關“國網公司已經暫緩電網側儲能建設”的消息似乎也印證了這點。

  最近,峰谷電價差縮小、合作模式、和資金周轉等問題使用戶側儲能發展受阻。儲能廠商主要承擔項目投入的資金壓力,政策的變化延長了系統的投資回收期,峰谷價差套利外的潛在收益一時還不能實現,因此廠商拓展市場、建設項目的熱情有所消退。儲能參與調頻輔助服務也呈現同樣結果,但原因主要是調頻價格的政策性下調、有限市場中的激烈競爭(價格和分成比例)、結算延遲和資金緊張等。

  中關村儲能產業技術聯盟2019年7-8月組織了多地的調研,走訪了地方政府、儲能廠商、集成商、電力公司、設計研究院和投資機構等。用戶單位對儲能技術及應用效果普遍認同,褒獎頗多,但各方對如何建立穩定的商業模式、實現盈利都存在較大困惑,感覺一時難以突破,對政策的期待十分迫切。

  產業發展又一次經歷跌宕起伏,業內也開始出現一些唱衰的論調;但如果我們理性地觀察市場,有長期扎根產業的決心,就不難發現積極因素仍是當前儲能發展的主導因素。隨著2017年10月《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》和2019年7月《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019-2020年行動計劃》的出臺,地方政府、電網企業紛紛發布儲能發展和推動政策,電改和可再生能源政策也都將儲能納入支持范圍。由于儲能“技術新”、“應用新”,希望政策一出就藥到病除、立竿見影是不科學的,政策成效的顯現需要一個過程,同時也需要不斷調整完善。最近幾個區域性政策就為嘗試儲能的市場化發展和參與電力市場化運行提供了支持,截至目前已推動超過200MW儲能項目的規劃和建設。雖然這些政策的支持有區域限制,但具有示范推廣的意義。

  2019年,與一些政策出臺并行的是儲能在電力系統潛在應用的開發也有進展。一是共享儲能。今年4月,青海電力公司實施青海共享儲能市場化交易,魯能集團青海分公司、國電龍源青海分公司、國投新能源投資有限公司共同參與。依托國網青海電力建設運營的青海省能源大數據中心,可以將分散在用戶側、發電側或電網側的儲能電站整合起來在電網調度下應用。以魯能為例,在此交易中,包括交易收益和電網直接調度收益,效益良好。這種打破儲能電站安裝界限、服務于多家可再生能源場站、解決棄風棄光或并網質量問題的思路在2015年就曾經討論過,目前的實施可以說是為風電場、光伏電站配置儲能增加了一個新的收益點;如果再加上類似新疆政策的補償,在增發電量增收的同時還可以靠共享剩余資源而獲益,將極大促進儲能的應用。同時,由于電網在其中的作用,這些資源也可以成為電網所需要的調節資源,在捋順價格機制的基礎上,可以緩解電網對儲能投資的壓力。共享儲能可以說是儲能比較有創新和前景的應用。

  二是開展需求響應工作。為應對“迎峰度夏”,2019年7月浙江和江蘇兩省分別開展需求響應工作。7月30日,浙江省能源局在寧波、杭州、嘉興啟動需求響應。削峰的實時響應補貼額高達4元/千瓦時。同一天,江蘇發改委和國網江蘇電力聯合發起需求響應。有代表性的是江蘇儲能用戶首次參與,減少1小時充電,獲得8萬元收益,增加了儲能的收入。安裝儲能電站的工商業用戶參與需求響應是用戶側儲能的潛在應用,以往由于補償費用低和應用地區有限,一直沒有開展起來。今年兩地開啟需求響應也為用戶側儲能增加收入提供了新的空間。

  雖然2019年上半年儲能市場的增速遇冷,項目盈利能力也沒有實質性的改善,儲能應用的前途似乎撲朔迷離,但產業的發展并不那么悲觀。因為政策對市場的推動還在繼續,電網公司正加緊探索如何突破眼前面臨的儲能盈利困局,使儲能可持續服務于 “三型兩網”建設,儲能規模化應用于集中式可再生能源的市場正在形成;政府、電網、電廠、風電和光伏企業都積極布局,一些潛在應用正在逐步實現。

  儲能聯盟在調研中也了解到,企業也在非常積極地應對產業發展中的困難。一些企業在電池的安全管理設計和消防工作上下功夫,以消除安全隱患,保障系統的穩定安全運行;電池廠家則是努力提升電池循環壽命,降低度電成本,為技術應用創造更多的空間;許多企業負責人也表示在困難時期,理性思維,避免冒進、避免惡性價格競爭都是應對的手段。產業發展必然是千回百轉,但儲能在能源變革中的作用和價值一定會實現。

  (作者張靜系中國能源研究會儲能專委會秘書長)

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