储能电站的发展高潮和低谷

低谷中探索

化学储能在开启国内市场元年之后，2019年并未迎来预期中的持续增长，恰恰相反，市场出现了断崖式下跌，行业进入冰点。

2018年，电网侧储能如轰鸣引擎，拉动了储能市场爆发。当年，我国电化学储能市场累计装机规模达到1033.7兆瓦，首次突破GW级水平。也因此，2018年被视作储能市场元年。

CNESA曾预测，到2019年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92GW，年增速89%。

在这轮热潮中，电网侧项目是市场增量的主要拉动者。CNESA提供的数据显示，2018年，在江苏、河南、湖南、浙江等地，电网侧化学储能新增投运达206.8MW，占全国新增投运规模的36%，位居储能各类应用之首。

除投运项目外，电网侧储能规划项目也甚为可观。去年3月，CNESA粗略统计近期规划及在建电网侧项目总规模超过1407.3MWh，涉及江苏、河南、湖南、青海、广东、甘肃等多个地区。

行业乐观预计——2019年储能市场即将起势，此前行业已蛰伏10年。

然而，一纸文件迅速改变了行业风向。4月，发改委发布《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》;5月，《办法》正式下发，明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”。

受国家连续要求降低工商业电价，以及储能不计入输配电成本等政策影响，国网下发826文件。

该文明确规定，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。

电网侧储能按下刹车键，同时，此前引领产业发展的用户侧储能也放缓脚步。

而两年多前，发改委、能源局联合下发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》后，各路资本和人马蜂拥而至，行业持续升温。

行业起落背后，是赤裸裸的现实——我国储能产业仍处于起步阶段，面临着安全、技术和成本等多重挑战，而在尚未完全市场化的电力体制下，越来越多的厂商开始海外淘金。

上述文件，对连续两年被要求降低工商业电价，全面推动转型的国网而言，无异于重大利空。

“实际上，4-5月份的时候，我们就知道了国网储能刹车的事情。5-6月份，几乎所有项目都停了。”缪永华回忆。

11月22日，国网发布826文件，靴子正式落地，意味着电网侧储能熄火，行业骤然降温。

对国网此举，业内多位人士表示，从长远看，国网退出储能市场有利于行业长远发展，因为国网在制定市场规则上掌握绝对话语权。如果其参与储能，就扮演了裁判员和运动员的双重角色，不利于公平竞争的市场规则的建立。

储能市场遇冷，另外一重因素是用户侧增长放缓，延续了2018年以来的态势。

用户侧储能是储能商业化应用最早的领域，背后的直接推动因素是2015年开启的新一轮电改。

该侧储能项目的主要收益来自峰谷差套利，主要集中在江苏、北京、广东、浙江等峰谷电价差较大的地区。

此前，诸多储能玩家淘金用户侧储能，其中最激进的当属南都电源。2018年的公开报道中，南都电源在短短两年内就拿下在运储能投运规模全国第一的铁王座。宁德时代、中天科技紧随其后。在CNESA的统计数据中，三者总装机量超1.1GWh。

然而，自2018年以来，用户侧储能降温。首先是国家先后两次要求一般工商业电价下调10%，峰谷套利空间收窄。同时，三星SDI、LG等储能巨头连续发生多起火灾和爆炸事故，安全隐患像阴影一样笼罩产业，业主或储能厂商对项目投建更加谨慎。

大规模发展时代

2020年9月，双碳目标的提出开启了储能的“大规模”发展时代。风光等可再生能源间歇性的特点储能成为“双碳”目标的关键。2021年储能政策密集出台，堪称储能政策大年。从国家到地方各层面出台了与储能相关的政策超200余项，涉及市场交易规则、电价机制、直接资金补贴及建设规划等各方面。

2022年2月，国家发改委和国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《方案》)。在国家发改委和国家能源局2021年7月发布《加快推动新型储能发展的指导意见》后，《方案》对于新型储能发展的技术路线、攻关方向、试点示范、支持政策、标准体系搭建等都作出了更详细的部署。

《方案》提出，到2030年，新型储能要实现全面市场化发展，并与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。

“去年，国家及地方政府密集出台了300多项与储能相关的政策，产业链投资计划超过1.2万亿元，新兴储能企业在融资和技术上也实现较大突破。”在4月26日举行的2022全球储能行业发展回顾与展望研讨会上，中国能源研究会秘书长孙正运指出，2021年我国储能产业实现了跨越式发展。

你

发展储能已成行业共识。国家电网副总工程师冯凯坦言，若没有储能等可调节资源的支撑，电网系统调节能力存在较大缺额，不足以支撑高比例新能源高效利用和高占比变量替代，“按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年公司经营区的调峰缺口约0.8亿千瓦，2030年调峰缺口约1.6亿千瓦。”

目前，已有部分省市开始尝试独立储能参与市场交易。除前述青海省储能可以独立参与调峰外，近期，山东省四个独立储能电站在山东电力交易中心完成注册公示，今后将参与到山东省电力现货市场的结算试运行中，这是全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。但对于大多数省份，储能以独立身份参与市场仍缺乏明晰的路径。

在“强配”的政策要求下，配套新能源建设的储能电站正在成为新型储能建设最大的增长点。但由于各省电力市场建设进度不一、市场准入门槛各异，部分建在新能源侧的储能有机会参与电力市场获利，其余相当多的储能电站则缺乏回收成本的机会，进而拉低新能源项目的投资回报率。因此，电力市场的建设进度将对储能电站的的可持续增长产生重要影响。

我国的储能发展正处于快速上升期，储能的商业模式逐渐明晰，钠离子电池、氢氨储能技术正在从实验室迈向市场，储能产业发展如火如荼。

附：2021年主要储能政策汇总
https://mp.weixin.qq.com/s/T3cIvYY3uUlTR45xAXvs0Q