储能2019：说悲观太早，说乐观很难

　　从网上稍微搜索一下就能发现，最近的每一年都被誉为“储能发展元年”，每一年都是“储能行业春天”。这种论调可能吊起了行业内外的“胃口”，让人期待储能有一个势如破竹的好局面。期望越高，失望越大，2019年储能产业的好消息不多，坏消息不少。

　　据中关村储能产业技术联盟统计，截至2019年9月底，中国累计投运电化学储能项目1267.8MW，2019年上半年新增投运电化学储能项目装机规模为116.9MW，同比下降4.2%，三季度新增规模78.2MW，同比下降59.6%。全年数据目前尚未公布，但增速放缓的趋势是明显的。

　　对于这样的局面，我们可以有两种解读。

　　悲观的解读是：目前储能技术成本偏高且没有定向的政策倾斜，中国电力市场正处在建设之中，储能企业难以探索出有效的商业模式，产业发展艰难。

　　乐观的解读是：从规模看，电化学储能在中国规模并不大，因此单个规模较大项目的增加和取消都会令数据产生极大波动；从发展阶段看，储能技术的商业化目前仍然处在早期，无论是成本偏高还是商业模式欠缺，又或是企业间谁高谁低，都不能视之为定局。

　　多途径探索经济性出路

　　追求经济性，或者说“算得过账”是所有储能企业的目标。

　　单就成本而言，以目前国内主流的磷酸铁锂电池储能为例，其成本在过去十年里持续下降，电芯层面成本下降了超过八成。电池储能已经从天价的科研示范项目，走到了商业化初期。2018 年，磷酸铁锂电池的储能系统成本在1600-2300 元/kWh之间，2019年降低到了1500元/kWh甚至更低。

　　有研究机构认为，在持续十年的下降之后，电池成本仍有下降空间，但大幅下降已不可能。在降本放缓的趋势下，储能的经济性在2019年没有明显改善。

　　2019年最受经济性困扰的当属刚刚冒出头的光储项目。6月，新疆发改委和新疆能监办联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，在位于南疆的阿克苏、喀什、和田和克孜勒苏柯尔克孜四个地区开展试点工作。此后，36的储能电站入选试点项目，总规模达221MW/426MWh。然而到了11月，新疆取消了31个项目，只保留5个项目，规模缩减到77MW/154MWh。

　　在加入和退出之间隔着企业对经济性的不同判断。在6月下发的试点通知中，政府部门承诺：储能项目按期建成后，所在光伏电站从2020年起，每年增加100小时优先发电电量，持续五年。一开始许多人以为有了这个政策，光伏电站可以每年多发100小时电，但仔细读文件便可发现，增加100小时优先发电量不等于增加100小时发电小时数，优先发电电量只是企业总发电量的一部分。

　　发用电计划正在逐步放开，企业发电量被分为优先发电电量和市场化电量两部分，优先发电量还可以按照政府部门的定价结算电量，市场化电量实行市场化定价，价格目前都低于政府定价。光伏电站收益的增加要综合考虑市场和非市场两部分，也就是说增加100小时优先发电量带来的收益仍然是不确定的。

　　此次光储试点中没有光伏企业主动投资储能项目，储能企业须要自己投资或者寻求第三方投资，建成之后各方收益分成。由于政策支持力度不明朗，收益也缺乏保障，最终多数企业选择放弃。

　　青海省的共享储能也有经济性的困扰。2019年，西北能监局在青海辅助服务市场设计中首次提出共享储能，储能电站可以通过双边协商或者集中竞价与风电场和光伏电站达成调峰交易，交易后还有剩余充电能力的，还可以接受电网调度参与调峰。

　　在新规则下，鲁能多能互补储能电站第一个与两家光伏企业达成协议，按放电电量计算，以度电0.7元的价格为其调峰。鲁能多能互补储能电站规模50MW/100MWh，投资2.61亿，在2018年底投运。与光伏企业达成调峰交易后，储能电站在光伏送出受限时充电，在夜间放电，一般每天充放一次。业内人士据此推算，在电池循环寿命范围内，项目收回投资存在一定难度。

　　与光储项目希望与失望交织相比，用户侧储能显得平静许多。用户侧储能依靠峰谷价差套利，目前主要分布在峰谷价差较大的北京、江苏、广东等省区。这是最先在国内实现商业化的储能应用场景，尽管如此，动辄八到十年的投资回收期还是达不到许多企业对于收益回报的期望。

　　2019年，把用户侧储能规模做到国内第一的南都电源主动收缩战线，对外宣布不再像从前一样大规模扩张用户侧储能。南都电源采用“投资+运营”的思路，以重资产的方式切入这一领域。有同行评价，收缩战线可能是此前财务测算过于激进，因此有所调整。南都电源副总裁吴贤章近日也曾对媒体提及，从今年的经营情况看，宏观经济的放缓和江苏省今年的安全整顿等因素都影响到用户的稳定持续经营，从而对用户侧储能产生冲击。

　　尽管如此，还是有乐观者看好用户侧储能这一赛道。有储能企业负责人告诉eo，用户侧储能虽然没有政策照顾，但反过来看也是受政策波动影响较小的一个领域。从成本看，磷酸铁锂电池成本下降的趋势虽然不像行业期望的那样快速，但这个趋势是确定的。因此可以预见，用户侧储能的投资回收期终将逐渐缩短到投资者可接受的范围之内。

　　命运随电改起伏

　　2019年5月24日，国家发改委、国家能源局联合印发《输配电价成本监审办法》，其中明确：抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。

　　2019年实际上只有这一条明确对储能说“不”的政策，但一条规定就足以扼杀大批酝酿中的项目。对于储能企业来说，希望落空。

　　年底，国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，这一文件提出主动适应输配电价改革和降价预期，以产定投，严控投资规模。针对储能项目，文件专门规定：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。

　　尽管电网公司的决策可以看做是对国家政策的落实，二者内核并无本质差异。但年底这一文件披露时，舆论再次沸腾。储能行业感情上很难接受这个事实。

　　对于储能企业来说，不计入输配电定价成本意味着少了一个看上去比较容易的挣钱办法。按照输配电价改革思路，我国输配电价采用“准许成本+合理收益”的基本思路，只要网侧储能成本被认定为“电网企业提供输配电服务发生的直接费用以及需要分摊的间接费用”，输配电价核定就会允许这部分项目获得合理的收益。

　　但容易的方法不一定是好方法。在失望过后，有业内人士开始发声，劝慰同行向前看：如果电网侧储能可以计入输配电定价成本，储能行业将变成一个完全由电网公司主导的市场，众多规模远不及电网公司的中小企业将在发电侧和用户侧失去大量机会。

　　从长远来看，这确实为众多储能企业保留了机会。但短期来说，电力市场无法一天建成，储能缺乏有效的市场机制，这一困难又是迫切的。

　　不过，辅助服务市场改革正在缓缓向电化学储能开放怀抱。在山西、京津冀、蒙西之后，2019年广东成为储能火电联合调频的新战场。2018年下半年，南方（以广东起步）调频辅助服务市场进入试运行。2018年底，云浮电厂储能项目首先在广州投运，到目前为止，已有至少四个项目陆续投运，数十个项目处在招标和在建阶段，甚至连本来就擅长调频的气电厂都加入了竞争。

　　从国外辅助服务市场以及国内山西等省情况来看，储能调频收益可观，但也是一个会迅速饱和的市场，因此抢占先机至关重要。在这样的心理预期下，储能企业竞争激烈。

　　除了华润鲤鱼江项目，目前储能调频项目基本都由储能企业投资运营，电厂只提供场地并配合建设，项目建成后电厂与投资方对收益分成。从2018广东开启调频辅助服务市场以来，这一分成比例在逐渐向电厂倾斜。早期，储能企业的分成比例可以达到七八成，现在已经达不到。例如，粤电靖海电厂调频项目在8月开标，浙江德升新能源中标，其与电厂的分成比例前五年为65:35，后五年为40:60。

　　一些业内人士对于这样的“拼价格”表示担忧，广东市场储能项目增加到近二十个后，市场空间已经变得十分有限。同时，目前企业普遍缺乏项目运维经验，在已投运项目中，已经出现不到一年就更换电池的情况，因此后期运维成本也不能忽视。

　　尽管储能在技术上可以独立运行，但目前发电侧多数储能电站都没有独立身份，对于必须和电厂联合，有业内专家将其比喻为“为了户口嫁人”。对独立储能电站的探索首先发生在山西。2019年8月26日，山西天石电力公司发布独立电储能电站招标公告，项目内容为50MW/200MWh调峰电站和30MW/15MWh调频电站。

　　实际上，山西早在2017年就出台政策推进独立储能电站参与调峰调频，并在2018年确定同煤和晋煤两家企业为试点单位，总规模达到150MW/600MWh。可惜此后未见项目进展。

　　2019年年底，国家能源局委托行业组织研究独立储能设施和联合储能系统（火电储能配套、可再生能源储能配套、用户侧储能等）参与电力辅助服务市场机制的方式方法。对于储能在电力市场中的可能性，各方仍在探索，储能行业还需耐心等待电改带来的新机会。

　　韩国敲响安全性警钟

　　如果把视线扩大到全球，2019年储能行业的关键词必然少不了“安全”二字。

　　2017年8月至今，韩国已经发生了27起电化学储能起火事故，起火最频繁的是2019年1月，一个月就连续发生四起火灾。LG化学和三星SDI在韩国国内储能市场各占约三成的市场份额，在这27起火灾中，超过一半的储能电站都是用了这两家公司的电池。

　　韩国产业通商资源部从2018年年末开始开展安全检查，在2019年1月，韩国行政安全部对345个安装在公共机构的储能电站下达了立即停止运行的命令。2019年成为韩国储能产业的检查和整顿之年。

　　6月，产业通商资源部公布了火灾调查报告，调查报告并未直接指责任何企业，对事故原因也采用“推测”的谨慎表态。调查报告认为电池系统缺陷、针对电冲击的保护体系不周、运营管理环境不佳和系统综合管理体系欠缺都可能导致火灾。

　　这份温和的调查结果既没有阻止火灾的继续发生——2019年下半年又有4起火灾发生，也没能令业内人士信服，报告中没有提及的电池本体问题反而是不少业内人士眼中的重点。

　　韩国储能电站主要使用三元锂电池。有专家指出，如果是单个起火事件，原因可能会有很多种，但如果大规模出现事故，大概率是电池本身的问题。就电池本体材料特性而言，三元电池在能量密度上优于磷酸铁锂电池，但更容易发生热失控。在此事之前，中国已有电池专家呼吁三元锂电池不宜用于储能。在中国，储能电站大部分也都使用磷酸铁锂电池。

　　由于韩国方面没有披露相关细节，技术路线选择引发事故只能成为推论。不过有专攻国际市场的储能企业告诉eo，目前国际上对于三元电池用于储能的态度正在逐渐转变。早期，国际市场中储能电站多使用三元电池，这与电动汽车和动力电池发展路线有关，但今后使用三元电池的储能电站可能会更难通过消防检验。

　　安全是任何产品的底线，却也是电池类产品的难点。锂电池属于电化学体系，能源转化过充中有复杂的化学变化，电池起火速度极快而且灭火难度大，起火过程中还可能产生有毒有害气体，危及人身安全。2019年4月，美国亚利桑那州就曾发生一起储能电站起火，导致4名消防员受伤。因此对于许多储能企业来说，其产品设计的目标都是把事故消灭在萌芽阶段。

　　2019年诺贝尔化学奖授予了锂电池发明过程中三位关键的科学家，以表彰他们创造了一个“可充电”的世界，此时距离锂电池商业已有近三十年时间。而“安全地充放电”则是一个要延续到下一个十年，甚至下一个三十年的大课题了。