歷經短期爆發后，2019年上半年儲能市場規模出現小幅下滑。
據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統計，2019年上半年，中國新增投運電化學儲能項目裝機規模為116.9MW，同比下降4.2%。
不過，有數據顯示，到“十四五”末，我國儲能裝機將達到50GW~60GW，到2050年將達到200GW以上，市場規模將超2萬億元。
多位業內人士向《中國經營報》記者表示，雖然今年上半年電網側儲能市場暫時遇冷，但是下半年在發電側，西北地區可再生能源配置儲能市場仍將是一片火熱，同時廣東等地火電儲能調頻也成為業內競相角逐的市場。
業內人士認為，在儲能產業商業化應用初級階段，亟須相關政策支持和引導，促使不同市場參與者之間能形成良性的市場競爭機制，從而加速儲能技術應用項目落地。
電網側儲能規?；驂嚎s
過去一年，電網側儲能在電網公司的積極推動下，迅速在江蘇、河南、湖南、北京和浙江等地形成規模效應，推動了儲能產業的發展。
CNESA儲能項目數據庫數據顯示，2018年新增投運(不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目)的電網側儲能規模為206.8MW，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能應用之首;年增速更是達到2047.5%，呈爆發式增長態勢。
2019年初，南方電網、國家電網相繼發布《南方電網公司關于促進電化學儲能發展的指導意見》(征求意見稿)和《國家電網有限公司關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，傳達了電網將電網側儲能納入有效資產的意愿，并表明積極參與儲能產業發展的態度。
然而，這一火爆趨勢也隨著一紙政策的發布而發生了重要改變，電網側儲能的發展悄然生變。
今年5月，國家發改委、能源局正式印發《輸配電定價成本監審辦法》，明確抽水儲能電站、電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電價成本。這也意味著，電網企業欲將電網側儲能計入有效資產來核定電價的愿望落空。
據悉，目前國內電網側儲能項目主流的商業模式中，電網公司承擔了兜底作用，因此它們更加希望將儲能計入有效資產，通過重新厘定輸配電價予以疏導投資收益。而電儲能不計入輸配電定價成本則使電網企業投資建設電儲能電站的積極性大打折扣，減緩了電網側儲能的發展步伐。
記者采訪了解到，目前大規模電網側儲能投資基本暫停，僅剩一些三站融合的示范項目。
“基本上電網側儲能項目都停了，目前在執行的可能繼續執行，未執行的可能會壓后或執行性比較小。相比去年，今年電網側儲能規模會有所壓縮，”陽光電源國內儲能事業部副總經理陳志在接受記者采訪時表示，電網公司也是在積極推進儲能投資，不過目前尚不確定電網公司后續會如何規劃。
中關村儲能產業技術聯盟高級政策研究經理王思認為，現階段，電網側儲能價值和收益渠道無法明確，已投運項目運營效果和規劃在建項目的落地受到影響，機制的不健全將影響電網側儲能的下一步發展。“未來還是盡量以社會資本投資為主，現在雖然各地之前有項目規劃，但還真不好說落地多少。”
“風光”配置儲能加速落地
電網側儲能“遇冷”，發電側可再生能源配置儲能卻正加速走向臺前。
記者了解到，今年可再生能源配置儲能比較火熱的地區主要在新疆、青海和西藏等西北市場。其中，新疆成為今年全國儲能市場的焦點。
2019年6月，新疆自治區發改委、國家能源局新疆監管辦正式發布《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，指出在南疆四地州光伏儲能聯合運行試點項目，儲能系統原則上按照不低于光伏電站裝機容量的15%、且儲能時長不低于2小時來配置，總裝機規模不超過350MW。
隨后，新疆首批發電側光伏儲能聯合運行試點項目名單公布，共計36個項目，規模合計221MW/446MWh，北控智慧能源、智光儲能、國能馭新、國網節能、陽光電源和天合智慧能源等多家企業入圍。
一位知情人士向記者透露，目前試點項目建設方案正在積極敲定中，按照計劃10月底完工。
新疆之外，今年8月西藏自治區能源局也印發了《關于申報首批光伏儲能示范項目的通知》，指出結合西藏本區光伏電站布局及消納情況，首批光儲示范項目向拉薩市、日喀則市、昌都市傾斜，優先支持已建成并網光伏電站側建設儲能系統。其中，規定儲能示范項目可享受相應政策。
“這些試點項目在很大范圍內，尤其棄光、棄風嚴重的地區都具有很好的推廣借鑒意義，也將進一步加速推進可再生能源+儲能這一趨勢發展。”上述知情人士如是表示。
不僅如此，隨著平價時代來臨，在中東部一些省份可再生能源電站配置儲能也開始成為相關能源部門考慮的范疇。
近日，山東能源局發布《關于做好我省平價上網項目電網接入工作的通知》，明確提出基于山東省電網調峰壓力較大的實際情況，鼓勵較大規模的集中式光伏電站自主配備適當比例的儲能設施，減少棄光風險。
對于平價時代的可再生能源消納問題，通威新能源項目開發總監李毅表示，實現平價以后最大的問題就是消納，但這并不是一家企業就能解決的，應該國家出面支持與調節。“當前國家要求電網公司解決消納問題，電網公司則要求企業配置儲能，相當于變相轉嫁給新能源企業。”李毅進一步補充。
記者在采訪中發現，實際上從去年開始，某些地方就要求電站配置10%儲能，但鮮有企業執行。一位儲能行業的資深人士王麗莎(化名)向記者反映，政策鼓勵上儲能僅僅是一方面，目前光伏企業困難，面臨補貼拖欠，不可能再大規模投資儲能。如果要推行，國家必須給補貼，讓投資算過賬才行。
王思也認為，可再生能源配儲能肯定是發展趨勢，但是平價后如果儲能成本降不下來，沒有其他措施，如輔助服務市場給予支持，這個商業模式顯然難以持續。
火電儲能調頻市場不確定性大
未來可再生能源配置儲能是發展趨勢，不過在發電側儲能應用方面，火電機組配置儲能聯合調頻仍是當前國內儲能市場化主戰場。在業內人士看來，火電儲能調頻市場空間可期，但也亂象叢生，充滿諸多不確定性。
據了解，火電儲能聯合調頻市場最早起于山西，2017年底山西率先在全國投運3個項目。之后，隨著較高投資回報率和地方輔助服務市場利好政策推動，內蒙古、河北、安徽、遼寧和廣東等地相繼布局。
尤其是2018年以來，廣東成為競相角逐的區域市場。根據CNESA全球儲能項目庫的統計，截至今年上半年，已有25個參與廣東調頻輔助服務市場的儲能項目發布，儲能規模合計364MW。
從目前競爭參與者來看，除了較早涉足市場的睿能世紀、科陸電子(002121.SZ)兩家企業外，又增加了欣旺達(300207.SZ)、北控、智中、道威儲能、海博思創、萬克、華泰慧能和智光電氣等儲能系統集成商和開發商。
當然，機遇與挑戰并存。隨著調頻補償價格不斷下滑，企業之間價格戰競爭加劇，儲能調頻項目的投資回報也隨之帶來巨大沖擊與風險。
陳志告訴記者，目前每一個省份的情況都不一樣，“兩個細則”考核政策變化快且幅度大，導致投資者沒有信心。同時，“寄生”于火電廠本身的儲能項目模式，讓投資者缺少安全感，甚至還要面臨輔助服務費用無法結算的風險。此外，在市場空間有限，加之競爭激烈的背景下，目前儲能項目投資方和火電廠分成比例逐漸下滑至5:5，利潤空間大幅壓縮。
“看似火爆的市場，實際上真正投運的項目并不及預期。”陳志還表示，目前這一市場比較混亂，缺乏規則引導，政策和市場機制需要進一步完善。
面對競爭激烈的儲能市場，科陸電子一位相關負責人向記者表示，企業只有在追求技術創新的前提下，不斷降低成本，從而贏得更高的投資回報率，“儲能這塊市場前景巨大，但是并不十分明朗，企業也是在不斷波動中摸索與發展。”
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