儲能市場的火爆正迎來一輪又一輪的“掘金者”。近日，隨著動力電池獨角獸寧德時代攜手逆變器龍頭科士達聯(lián)手入場，新一輪較量再掀高潮。

4月26日，《2019中國儲能產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析與展望藍皮書》（以下簡稱《藍皮書》）在第九屆中國國際儲能大會上正式發(fā)布，為火爆的儲能市場帶來一劑“強心針”。《藍皮書》旨在系統(tǒng)梳理產(chǎn)業(yè)發(fā)展的內(nèi)在邏輯和發(fā)展脈絡(luò)，為產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展建言獻策。

“當前，部分儲能產(chǎn)品存在沿襲動力電池制造體系的‘路徑依賴’問題，若僅認為儲能是電池行業(yè)的延伸，會極大限制產(chǎn)品創(chuàng)新、商業(yè)模式創(chuàng)新。產(chǎn)業(yè)的真正競爭壓力來自其他能源電力技術(shù)進步帶來的市場空間擠壓，而并非僅僅同業(yè)間的技術(shù)路線之爭或產(chǎn)能比拼。”國網(wǎng)能源研究院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所高級研究員元博如是說。

電源側(cè)“火”熱“風”冷

《藍皮書》顯示，2018年儲能市場規(guī)模持續(xù)增長，年新增規(guī)模首次超過1GWh，我國電化學儲能市場增速正式步入“GWh時代”。

隨著電化學儲能技術(shù)經(jīng)濟性快速進步和電網(wǎng)公司向綜合能源服務(wù)轉(zhuǎn)型的步伐加快，大規(guī)模電網(wǎng)側(cè)儲能的投資建設(shè)在2018年拉開了示范應用的大幕，電網(wǎng)側(cè)儲能呈現(xiàn)爆發(fā)狀態(tài)。《藍皮書》同時指出，盡管發(fā)展迅速，電網(wǎng)側(cè)儲能盈利模式尚不清晰。另據(jù)4月22日發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（修訂征求意見稿）》，明確電儲能設(shè)施等不得計入輸配電定價成本，電網(wǎng)企業(yè)還將面臨成本疏導等難題。

與電網(wǎng)側(cè)儲能呈現(xiàn)爆發(fā)態(tài)勢不同，《藍皮書》認為，目前電源側(cè)儲能已呈現(xiàn)“火”熱“風”冷的發(fā)展形勢。隨著多地相繼出臺了輔助服務(wù)市場相關(guān)文件，山西“電源側(cè)調(diào)頻”模式不斷復制到內(nèi)蒙古、廣東等地區(qū)，系統(tǒng)集成商和項目開發(fā)商都在積極部署火儲調(diào)頻市場，競爭持續(xù)加劇。與此同時，國內(nèi)新能源電場配置儲能項目不多，基本上是上網(wǎng)電價較高的光伏電站為了解決棄光問題而建的電站。這與火儲聯(lián)合市場的火熱相比，輔助新能源并網(wǎng)的儲能市場關(guān)注度相對較低。

“火電業(yè)主與儲能運營商的收入比例上升，無疑會進一步壓縮儲能廠商的獲利空間。輔助新能源并網(wǎng)的模式將進一步失去優(yōu)勢。隨著新能源平價上網(wǎng)政策的推進，建立在‘解決棄電’基礎(chǔ)上的盈利模式或?qū)⑹ノΑ！痹┨嵝选?br/>
用戶側(cè)儲能目前整體也出現(xiàn)放緩趨勢。對此，《藍皮書》指出，2018年用戶側(cè)儲能市場熱度有所降低，主要是受到兩個方面影響：一方面是2018年電網(wǎng)側(cè)儲能的崛起，另一方面是峰谷價差變化趨勢存在不確定性。

“用戶側(cè)儲能當前主要通過峰谷套利、降低需量電費、參與需求響應、動態(tài)擴容等商業(yè)模式降低用能成本、提升用能效率。其中，工商業(yè)峰谷套利、需量電費管理、需求側(cè)響應等是用戶側(cè)儲能主要盈利渠道。該模式主要集中于負荷峰谷差率、電價峰谷差較大的中東部地區(qū)。”元博說。

他同時提醒，峰谷套利模式的可持續(xù)性依然存疑。由于近年來國家一直推行降價減負政策，而峰谷價差的設(shè)置原則一般是不改變平均電價，因此峰谷價差存在降低的預期。

電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能將引領(lǐng)增長

來自2012~2017年的儲能產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)顯示，儲能電池成本年均下降超過15%，其它PCS、BMS等軟硬件及施工成本下降速度更快，年均超過25%。對此，《藍皮書》預測，從中長期來看，隨著技術(shù)進步和規(guī)模效應的擴大，非抽蓄儲能成本將繼續(xù)保持快速下降趨勢，預計到2035年功率成本（6小時系統(tǒng)）及度電成本與抽水蓄能持平。

《藍皮書》還預測，2020年前，電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能將繼續(xù)引領(lǐng)非抽蓄儲能增長。預計到2020年電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能占非抽蓄儲能比重分別約47%和39%。若安全問題和成本疏導問題可妥善解決，電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)模可能進一步擴大。

“需要注意的是，2020年前非抽蓄儲能高速增長的原因較復雜，其技術(shù)經(jīng)濟性實際還遠未成熟，市場預期向好。”元博提醒。

值得一提的是，作為儲能未來應用的最大領(lǐng)域，新能源規(guī)模和占比的持續(xù)提高將成為中遠期儲能在電力系統(tǒng)中應用需求提高的最主要因素之一。從發(fā)展布局看，儲能在西部北部新能源富集地區(qū)的比重不斷提高，將從2020年的10%以下，提高到2035年的30%，2050年或達到50%左右。《藍皮書》還預測，到2035年新能源裝機將超過13億千瓦，較2020年新增6億千瓦以上，若按平均10%的容量配置儲能，可帶來億千瓦級新能源側(cè)儲能市場。

與此同時，輔助新能源并網(wǎng)也有望成為未來電源側(cè)儲能的市場主流。儲能成本持續(xù)下降，儲能輔助新能源并網(wǎng)的經(jīng)濟性有望提高，未來低成本高效率的儲能將成為新能源電站平滑出力、減少棄風棄光的重要技術(shù)選擇。

“建議政府積極引導儲能向新能源資源富集地區(qū)發(fā)展，并制定因地制宜的差異化儲能發(fā)展規(guī)劃及相關(guān)配套政策，一方面提高新能源電站的出力可控性，另一方面將棄風棄光等問題真正在源端解決。”元博建議。