前言：對于新興的儲能產業而言，在短短兩年之內便遭遇“冰火兩重天”，無疑是一次成長中的挫折。但經歷了風霜而成長起來的產業會更強大，更具競爭力。

自人類誕生以來，便在追尋更好的儲存技術的道路上不斷求索：文字儲存、食物儲存、影像儲存、信息儲存……儲存技術是人類文明向前推進的重要動力。而能源儲存技術的發展，則是全球在面臨前所未有的能源危機時的共同選擇。曾有業內人士認為，新能源+儲能技術是人類未來能源利用的終極解決方案。無論這一論斷是否過于絕對，卻深刻地指出了在化石能源逐漸枯竭、環境污染困擾人類的嚴峻形勢下，能源技術新舊迭代的大勢所趨。

儲能是推動可再生能源從替代能源走向主體能源的關鍵技術，可實現可再生能源特性改善、調峰調頻、需求側響應等多種電力服務功能。可以說，儲能是新一輪能源變革的關鍵力量，儲能技術的創新將為人類社會可持續發展提供重要支撐。

儲能所描繪的美好未來無疑令人神往，但我國儲能產業當下所面臨的發展道路卻是復雜而曲折的。

自《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》發布以來，儲能行業煥發出勃勃生機，在用戶側、輔助服務、電網側、可再生能源并網、智能微電網等領域快速發力，產業規模在2018年破新高，電化學儲能規模首次突破吉瓦大關。

但在短暫的產業爆發之后，2019年，我國儲能產業迅速進入了“冷卻期”，全球頻繁發生安全事故、電網側儲能急剎車、一般工商業電價連降……在多重因素的影響下，2019年中國儲能裝機量在行業自有統計數據以來，首次出現同比增速為負的情況。

危機之中亦可蟄伏前行。當前，儲能產業正處于研發示范向商業化初期過渡的階段。當初生的儲能產業遇見成長中的中國電力市場，必然要經歷更多的磨合與挑戰，這種挑戰既有關技術本身的創新與突破，也包括承載市場過渡期所帶來的充滿變量的投資環境。毫無疑問，產業破繭的過程是掙扎和痛苦的，在艱難發展的當前，全行業唯有凝聚共識，積能蓄勢，才能捱過寒冬，迎接儲能真正的春天到來。

產業入冬

如果不是2018年的產業數據過于耀眼，或許2019年產業的寂寥也不會如此令人失意。

根據CNESA(中關村儲能產業技術聯盟)數據統計，截至2018年12月底，中國已投運儲能項目的累計裝機規模為31.3吉瓦，同比增長8%。其中電化學儲能累計裝機規模為1072.7兆瓦，僅次于抽水蓄能，是2017年累計投運總規模的2.8倍，新增投運規模682.9兆瓦，同比增長464.4%。

對比之下，2019年的產業發展顯得格外慘淡。2019年上半年，中國新增投運電化學儲能項目裝機規模為116.9兆瓦，同比下降4.2%。盡管全年數據未出，但在2018年余溫去盡，電網側儲能全面退出之后，下半年的產業情況更加不容樂觀。

光芒之下，陰影更甚。僅僅從數據來看，如此強烈的對比的確是讓人“透心涼”，但若理性、深入地分析2018年的產業數據，會發現這一罕見的增長是由兩個特殊的爆發點所導致。

2018年，電網側電化學儲能新增投運規模達206.8兆瓦，占據2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%;多年耕耘于用戶側的民營企業南都電源在2018年新投運84.2兆瓦電化學儲能項目。

電網側儲能規模的爆發，得益于江蘇、河南、湖南、甘肅以及浙江等省電網公司相繼發布百兆瓦級儲能項目的采購需求。而南都電源則是早在電改開啟之初便注意到工商業配售電在改革中率先放開，我國工商業峰谷電價差已為儲能的商業應用提供了一定的空間，經過幾年示范項目的實踐后，從2017年便開始進行用戶側的大規模擴張。

可以看出，電網企業和南都電源二者市場規模相加已然占據了整個產業新增規模的“半壁江山”。兩大巨頭的同時發力，造就了2018年罕見的增長速度，但這并不意味著儲能產業真正到達了大規模爆發的突破點。

“如果濾掉2018年這兩個最重要的新增點，其實這幾年整個儲能市場沒有發生太大的變化，可見這個市場是機會型、政策驅動型的，并沒有真正到達我們認為可以起步的那個點。”陽光電源儲能事業部總經理陳志說。

但在2019年，電網側和用戶側兩大領域不同程度地遭遇了市場沖擊。

在電網側，2019年，國家發改委公布了《輸配電定價成本監審辦法》，其中規定：抽水蓄能電站和電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本。這一規定讓高歌猛進的電網側儲能偃旗息鼓。近日，國家電網公司發布文件《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，規定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。電網側儲能遭受重創。

另一方面，作為電力市場中相對最開放的領域，用戶側一向是民營儲能企業聚焦的領域，但要想在短期內大幅盈利并不容易。用戶側儲能收益方式過于依賴峰谷電價差套利模式，收益來源單一，且儲能設備前期投入較大，成本回收期較長。2018年7月，國家發改委印發《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，明確了加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷，利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制。這一政策對峰谷套利模式的認可原本為用戶側儲能向市場化邁進注入了“強心針”，然而，2018~2019連續兩年的一般工商業降電價政策意外導致了多數地區峰谷價差縮小。

在動蕩的市場環境和政策機制下，儲能的2019年，充滿迷茫。今年，南都電源收縮戰線，調整發展戰略，公開表示不再像從前一樣大規模擴張用戶側儲能。電網側、用戶側兩大巨頭的“急剎車”，透視出儲能行業2019年的蕭條。

一時間，儲能的冬天，寒氣逼人。

商業探路

儲能的商業機會在哪里?從幾年來眾多企業的不斷的探路、試錯來看，具備商業機會的項目是特殊條件下的某些應用場景，它們是“點”，卻并未形成具有普適性推廣價值的“面”。

作為國內最大的用戶側儲能運營企業，南都電源在國內有過非常成功的用戶側投資案例。2017年7月，南都電源無錫新加坡工業園智能配網儲能電站項目投運，電站總功率為20兆瓦，總容量為160兆瓦時，可實現日輸出電量16萬千瓦時。南都電源互聯網公司董事長吳賢章告訴記者，該項目投運之初執行的峰谷電價差大約在0.78元/千瓦時左右，電站目前每年收益2000多萬，收益率可達10%。

盡管理論上用戶側儲能項目在峰谷電價差達到0.7元/千瓦時以上的地區盈利能力尚可，但實際上在目前的機制和成本下項目收益非常脆弱。2019年，在經濟形勢下行壓力以及江蘇省實行企業安全環保整頓、全社會用電需求趨弱等因素的沖擊下，南都電源的用戶側儲能項目普遍壓力巨大。而無錫新加坡工業園區項目之所以堅挺，是由于園區內企業用戶質量較高，用電負荷比較穩定。“但這樣的優質項目和優質用戶非常稀缺，是可遇不可求的。這從側面反映了現行機制下儲能在用戶側的盈利空間非常有限，因此我們現在對于項目的風控管理會更加嚴格。”吳賢章說。

目前，在國內儲能市場中，市場表現較好、項目能夠保持持續增長的是火電儲能聯合調頻項目，但這一市場的局限性也很明顯。火儲市場是一個零和市場，收入來源有限，隨著參與市場的主體不斷增加，市場很容易形成飽和。

中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華表示，火儲市場目前僅在華北、內蒙古和廣東比較成功，是因為輔助服務的初始價格合理并引入了競價機制，解決了儲能參與輔助服務從無到有的問題。其它地區象征性的低價根本無法激發市場動力，有些地方因為能源結構特點，雖然價格不高，但設計了發電側儲能多重收益的結構，這需要市場的檢驗，這類探索應該給予鼓勵。

發電側的另一個重點應用領域——新能源+儲能的模式，理論上極具發展潛力，但實際上問津者寥寥。2017年，青海省發改委曾要求當年330萬千瓦風電開發項目按照建設規模須配套10%的儲電裝置，但最終在各方爭議之下不了了之。由于受益主體之爭一直沒有定論，無論是新能源發電場還是電網，都不愿意為增加儲能設備買單，這也是導致青海風儲“烏龍”事件的原因。

今年上半年，新疆自治區發改委發布《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，公示了首批發電側光伏儲能聯合運行試點項目名單。《通知》規定，對于參加試點的36家光伏電站，從2020年起每年增加100小時優先發電電量，持續五年。新疆光儲市場也由此成為2019年中國儲能市場中一束振奮人心的微光。

業內圍繞新疆給予的每年100小時優先發電電量有兩種不同的理解。一種理解是，直接給光伏電站增加100小時發電量，那么100兆瓦的光伏電站收入每年會多300萬~500萬元;另一種是，在原有保障收購小時的基礎上，增加100小時。即由交易電量轉為保障電量，如原本600小時，變為700小時保障量，其余依然為交易電量。這樣這100小時發電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，算下來，100兆瓦的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。顯然，同樣的100小時，兩種算法導致的收益差距甚大。現在的局面，很可能是按第二種走，收入會有所增加，但增加的幅度只能說聊勝于無。

華能清潔能源技術研究院儲能研究所所長劉明義認為，儲能成本下行的曲線和應用場景收益的曲線還沒有實現全面契合，雖然在個別場景能契合，但不具有普遍的推廣性。比如光伏電站加裝儲能如果要獲得良好的收益需要具備以下條件。其一，加裝儲能的光伏電站能享受較高的電價。如果是平價上網的光伏電站，相對于加裝儲能，可能放棄一部分消納電量更加劃算。其二，不僅要評估該電站所在地區的棄光率，也要分析其棄光特性是否均勻分布在全年。

劉明義以青海、新疆和寧夏為例，盡管寧夏的棄光率和青海、新疆沒有太大的差距，但青海、新疆的棄光特性對于光伏電站加裝儲能而言更具經濟性。“寧夏棄光特性是半年棄半年不棄，儲能設備利用率較低，如果和新疆對比，同樣容量的儲能設備在新疆的光伏電站中每年充放次數可能是寧夏的兩倍，相應的項目回收期也更短。”劉明義說。

機制之痛

相對于國外的儲能產業發展，我國儲能產業在商業化發展初期，面對的是一個利潤很低的市場。這其中固然存在技術和成本的因素，但缺乏合理的儲能價格政策及市場環境也是產業遇冷的重要原因。

在一些電力市場成熟、開放的國家，儲能獨立調頻已經得到廣泛應用，并在市場中極具競爭力。在我國，儲能尚無法擁有獨立的市場身份參與輔助服務市場，只能聯合發電廠，以合同能源管理的方式參與輔助服務市場。比如在火儲聯合的應用模式中，火電廠通過加裝儲能設備實現更快、更精準的調峰調頻響應，從而掙得一定的服務費，與儲能投資方分賬。但這種模式不僅可持續性不強，同時儲能的運營也受制于發電廠。“考核的主體是發電廠，收益也是先進入發電廠的賬戶里。目前火電企業效益衰減，經營壓力大，儲能方收益滯后到賬等情況時有發生。此外，儲能加裝在電廠里，能不能運行，全部由電廠說了算，無論是電廠要大修，還是要供熱，儲能就面臨停止運行的可能，這讓儲能投資方十分被動。”陳志說。

火儲聯合模式是在中國缺乏成熟市場的環境下，通過“兩個細則”的機制使得儲能能夠參與到電力輔助服務中，按效果獲取收益。但考核細則的變動往往會給儲能投資帶來極大的風險。“在我們的調研中看到已并網的儲能項目在個別地區調度規則稍微調整后就有可能由盈利很好變成虧損，投資風險并不低。”俞振華說。

缺乏合理的長效機制，是儲能項目投資測算時的最大難點，也是儲能項目遭遇市場風險的最大影響因素之一。

火儲聯合調頻市場十分活躍的山西，從兩年前開始便下調了調頻市場的報價范圍。2017年底，山西能監辦將山西電儲能調頻市場的服務申報價格下調為5~10元/兆瓦。“但這一補償價格最早是20元，兩年時間變成15元，然后又變成10元。最近蒙西擬修訂的‘兩個細則’也是，在現行的蒙西‘兩個細則’版本中火電機組的AGC調節補償系數是0.02小時，征求意見稿調整為0.01，相當于價格腰斬，最后在各方意見和建議的基礎上，采取了折中方案，最終的修訂結果是0.015，降低了1/4。所以這個市場目前收益好，但是風險也很大。”陳志說。

此外，目前電力市場并沒有能充分體現儲能多重價值的價格機制。儲能不僅能夠減少新能源的棄電量，對電的數量有所貢獻，更為重要的是它提升了電的質量，賦予了風光發電可調度性，把間歇性、不穩定的電力變成了穩定的、可調度的電力，同時儲能還能夠提高電網的安全性、穩定性。這三者相加才能充分體現儲能的價值，僅僅只從峰谷電價差這一個角度給予儲能收益，這并不公平。“實際上，儲能在移峰填谷的同時還為電網做了調峰服務，但調峰的價格機制是沒有的。儲能也可以提供調頻服務，但調頻的價格機制也是沒有的。除了峰谷電價差套利，這個市場目前還沒有到很好的盈利點，所以暫時也不會有大規模的突破。”陳志說。

中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為認為，“誰受益、誰付費”的基本原則要在市場規則中予以體現，現有政策和市場規則缺少具體細則和反映儲能成本價值的市場機制，儲能項目在各應用領域的投資收益受政策變動影響較大。儲能持續商業化發展的必要條件是一個開放靈活的電力市場，但目前電力市場的推進速度相對于儲能的產業發展需求來說是緩慢和滯后的。

技術驅動

儲能商業化發展所呼吁的價格機制和市場環境，需要電力市場的逐漸成長來予以回應。但電力市場的建設是一個龐大的復雜的命題，需要考慮到外部經濟形勢、社會承受能力以及電力行業自身發展情況等各方面因素，市場化的建設絕非一朝一夕所能完成。在市場推進的過渡期，苦練內功、蓄積能量，是儲能產業從至暗時刻走向黎明之光的唯一通道。

電化學儲能的技術核心在于電池。無論是安全、性能還是效率，電池技術都需要進一步的研發和創新實現提升和突破。其中，加大儲能專用電池的研發是關涉行業未來的根本性問題。

在過去的幾年里，得益于電動汽車產業的迅猛發展，電池成本正在以平均每年10~15%的幅度快速下降。但這也帶來了一個重要的問題，即電池行業所生產的動力電池并不完全契合于電力行業的需求，二者在安全標準、質量效率等各方面對產品的理解都存在偏差。儲能應用于電力行業，需要滿足電力系統對于安全性能、功率密度等方面的要求，而這樣的要求顯然高于電池行業的產品標準，這樣的認知偏差導致電池在實際應用中與理論中的狀態相差甚遠。2018年，寧德時代副董事長黃世霖曾公開表示，未來動力電池和儲能電池技術路線會分開，這一觀點在業內形成了普遍共識。

陳志認為，鋰電池本體都具有一定危險性，但控制好安全因素，便能夠有效降低事故率。儲能系統的安全控制最關鍵的在于預防，陽光電源秉持高安全、高集成的理念，通過強大的直流側管理技術、系統分級保護、設備層面和站控級層面智能等能力來預防儲能系統安全風險。“截至目前，陽光電源集成的儲能系統產品用在800多個項目上，眾多項目中也集成了三星的三元鋰電池，但從未發生過一次安全事故。”陳志說。

在儲能的技術路線中，除了目前迅速崛起的電化學儲能之外，壓縮空氣儲能、飛輪儲能等物理儲能技術也是具有良好前景的新勢力。劉明義表示，電化學儲能效率高，靈活性好，可模塊化，系統簡單，能量密度高，具有非常明顯的優勢，但缺點是始終沒有徹底解決安全性問題，以及在規模等級上尚未實現吉瓦時的突破。而物理儲能的優勢是壽命長、規模大，安全性好，全壽命周期內成本較低，缺點是不夠靈活，有些選址受地域限制。

“技術一定要慢慢沉淀、慢慢打磨，才能補齊短板，實現突破。到底哪一種技術是儲能未來發展方向，這需要不斷的研發和實踐來檢驗。當然，更大的可能是各種技術之間并無高下之分，也無法互相取代，只是需要結合不同的技術特點在相應的應用場景中各自發揮所長。”劉明義說。

越是產業的艱難時刻，越考驗企業的意志、信念和生命力。市場上的玩家來來往往，但逆境中的堅守者，必然是對技術和產業充滿敬畏和信仰的。“即使在儲能業務開展初期，在還沒有賺錢的情況下，陽光電源在儲能方面依然充滿熱情，每年也會投數千萬元到研發中，保持企業的創新活力和研發實力。”陳志說。

對于新興的儲能產業而言，在短短兩年之內便遭遇“冰火兩重天”，無疑是一次成長中的挫折。但經歷了風霜而成長起來的產業會更強大，更具競爭力。記者在采訪中了解到，盡管業內人士對于儲能現階段的市場情況有所憂慮，但對儲能的長期市場普遍抱有堅定的信心。如果用靜態的眼光來看，儲能在目前市場環境下的生存狀況固然是苦澀和艱難的，但隨著可再生能源規模逐漸壯大，儲能終將成為電力系統中的“剛需”。我國電力系統中靈活性資源匱乏，電力系統調節能力難以適應新能源大規模上網的需求已成為制約我國能源轉型的瓶頸之一。為了保障新能源發電高比例入網消納，大量的火電機組不得不進行靈活性改造，機組長期運行在設計工況之外的區間，運行效率下降，煤耗增加，這既不低碳，也不高效。儲能技術如果能盡快突破單體規模的限制，實現成本更大幅度的下降和更高的安全保障，無疑能夠在一定程度上將火電從調節性的角色上“松綁”。

從長遠來看，儲能真正的市場機會在于新能源更大規模的發展。當新能源規模發展到達現有的調節手段都不足以承載其入網需求時，儲能的價值或許才能夠真正地、全方位地被正視。“目前儲能對于電力系統而言屬于‘錦上添花’，但隨著新能源逐漸從替代電源走向主體電源，儲能的定位就會從‘奢侈品’變為‘必需品’。從最近新疆、西藏、山東等地發布鼓勵新能源電站配置儲能的政策可以看出，未來很有可能發電側配置儲能將成為大趨勢。盡管目前政策并不十分明朗，執行情況也不太樂觀，但誰也無法預料到新能源的發展速度有多快，一旦新能源的體量走到一個爆發點，儲能的商業化道路便真正豁然開朗了，而那時也會倒逼

相關的政策和機制盡快就位。”劉明義說。

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