儲能電站的發展高潮和低谷

低谷中探索

(資料圖片)

化學儲能在開啟國內市場元年之后，2019年并未迎來預期中的持續增長，恰恰相反，市場出現了斷崖式下跌，行業進入冰點。

2018年，電網側儲能如轟鳴引擎，拉動了儲能市場爆發。當年，我國電化學儲能市場累計裝機規模達到1033.7兆瓦，首次突破GW級水平。也因此，2018年被視作儲能市場元年。

CNESA曾預測，到2019年底，我國電化學儲能的累計投運規模將達到1.92GW，年增速89%。

在這輪熱潮中，電網側項目是市場增量的主要拉動者。CNESA提供的數據顯示，2018年，在江蘇、河南、湖南、浙江等地，電網側化學儲能新增投運達206.8MW，占全國新增投運規模的36%，位居儲能各類應用之首。

除投運項目外，電網側儲能規劃項目也甚為可觀。去年3月，CNESA粗略統計近期規劃及在建電網側項目總規模超過1407.3MWh，涉及江蘇、河南、湖南、青海、廣東、甘肅等多個地區。

行業樂觀預計——2019年儲能市場即將起勢，此前行業已蟄伏10年。

然而，一紙文件迅速改變了行業風向。4月，發改委發布《輸配電定價成本監審辦法(修訂征求意見稿)》;5月，《辦法》正式下發，明確指出“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本”。

受國家連續要求降低工商業電價，以及儲能不計入輸配電成本等政策影響，國網下發826文件。

該文明確規定，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，不再安排抽水蓄能新開工項目。

電網側儲能按下剎車鍵，同時，此前引領產業發展的用戶側儲能也放緩腳步。

而兩年多前，發改委、能源局聯合下發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》后，各路資本和人馬蜂擁而至，行業持續升溫。

行業起落背后，是赤裸裸的現實——我國儲能產業仍處于起步階段，面臨著安全、技術和成本等多重挑戰，而在尚未完全市場化的電力體制下，越來越多的廠商開始海外淘金。

上述文件，對連續兩年被要求降低工商業電價，全面推動轉型的國網而言，無異于重大利空。

“實際上，4-5月份的時候，我們就知道了國網儲能剎車的事情。5-6月份，幾乎所有項目都停了。”繆永華回憶。

11月22日，國網發布826文件，靴子正式落地，意味著電網側儲能熄火，行業驟然降溫。

對國網此舉，業內多位人士表示，從長遠看，國網退出儲能市場有利于行業長遠發展，因為國網在制定市場規則上掌握絕對話語權。如果其參與儲能，就扮演了裁判員和運動員的雙重角色，不利于公平競爭的市場規則的建立。

儲能市場遇冷，另外一重因素是用戶側增長放緩，延續了2018年以來的態勢。

用戶側儲能是儲能商業化應用最早的領域，背后的直接推動因素是2015年開啟的新一輪電改。

該側儲能項目的主要收益來自峰谷差套利，主要集中在江蘇、北京、廣東、浙江等峰谷電價差較大的地區。

此前，諸多儲能玩家淘金用戶側儲能，其中最激進的當屬南都電源。2018年的公開報道中，南都電源在短短兩年內就拿下在運儲能投運規模全國第一的鐵王座。寧德時代、中天科技緊隨其后。在CNESA的統計數據中，三者總裝機量超1.1GWh。

然而，自2018年以來，用戶側儲能降溫。首先是國家先后兩次要求一般工商業電價下調10%，峰谷套利空間收窄。同時，三星SDI、LG等儲能巨頭連續發生多起火災和爆炸事故，安全隱患像陰影一樣籠罩產業，業主或儲能廠商對項目投建更加謹慎。

大規模發展時代

2020年9月，雙碳目標的提出開啟了儲能的“大規模”發展時代。風光等可再生能源間歇性的特點儲能成為“雙碳”目標的關鍵。2021年儲能政策密集出臺，堪稱儲能政策大年。從國家到地方各層面出臺了與儲能相關的政策超200余項，涉及市場交易規則、電價機制、直接資金補貼及建設規劃等各方面。

2022年2月，國家發改委和國家能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》(以下簡稱《方案》)。在國家發改委和國家能源局2021年7月發布《加快推動新型儲能發展的指導意見》后，《方案》對于新型儲能發展的技術路線、攻關方向、試點示范、支持政策、標準體系搭建等都作出了更詳細的部署。

《方案》提出，到2030年，新型儲能要實現全面市場化發展，并與電力系統各環節深度融合發展，基本滿足構建新型電力系統需求，全面支撐能源領域碳達峰目標如期實現。

“十三五”以來，我國新型儲能實現由研發示范向商業化初期過渡，實現了實質性進步。鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術已達到世界領先水平，2021年底新型儲能累計裝機超過400萬千瓦。

“去年，國家及地方政府密集出臺了300多項與儲能相關的政策，產業鏈投資計劃超過1.2萬億元，新興儲能企業在融資和技術上也實現較大突破。”在4月26日舉行的2022全球儲能行業發展回顧與展望研討會上，中國能源研究會秘書長孫正運指出，2021年我國儲能產業實現了跨越式發展。

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發展儲能已成行業共識。國家電網副總工程師馮凱坦言，若沒有儲能等可調節資源的支撐，電網系統調節能力存在較大缺額，不足以支撐高比例新能源高效利用和高占比變量替代，“按新能源利用率95%測算，在不考慮新增煤電靈活性改造、新型儲能以及需求側響應資源的情況下，2025年公司經營區的調峰缺口約0.8億千瓦，2030年調峰缺口約1.6億千瓦。”

目前，已有部分省市開始嘗試獨立儲能參與市場交易。除前述青海省儲能可以獨立參與調峰外，近期，山東省四個獨立儲能電站在山東電力交易中心完成注冊公示，今后將參與到山東省電力現貨市場的結算試運行中，這是全國首批參與電力現貨市場的獨立儲能電站。但對于大多數省份，儲能以獨立身份參與市場仍缺乏明晰的路徑。

在“強配”的政策要求下，配套新能源建設的儲能電站正在成為新型儲能建設最大的增長點。但由于各省電力市場建設進度不一、市場準入門檻各異，部分建在新能源側的儲能有機會參與電力市場獲利，其余相當多的儲能電站則缺乏回收成本的機會，進而拉低新能源項目的投資回報率。因此，電力市場的建設進度將對儲能電站的的可持續增長產生重要影響。

我國的儲能發展正處于快速上升期，儲能的商業模式逐漸明晰，鈉離子電池、氫氨儲能技術正在從實驗室邁向市場，儲能產業發展如火如荼。

附：2021年主要儲能政策匯總https://mp.weixin.qq.com/s/T3cIvYY3uUlTR45xAXvs0Q

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