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 編者按：不管是資本涌入動力電池，還是儲能行業(yè)指導(dǎo)意見落地、電力輔助服務(wù)方案印發(fā)，2017年都是儲能產(chǎn)業(yè)異常繁忙且加速發(fā)展的一年。

根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截止2017年底，全球已投運的儲能項目累積裝機規(guī)模達(dá)到175.4GW。“規(guī)模大、速度快、政策多、市場熱”在1月18日召開的儲能市場年度展望暨CNESA成果發(fā)布會上，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟高級研究員寧娜介紹道。不過，盡管儲能市場加速逼近爆發(fā)點，但在走向商業(yè)化發(fā)展的道路仍然充滿不確定性和挑戰(zhàn)。

中國儲能裝機增速是全球的近5倍

截至2017年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為175.4GW，年增長率3.9%，增速平穩(wěn)。這其中抽水蓄能裝機占比最大，為96%，較上一年下降1個百分點，電化學(xué)儲能項目累計裝機規(guī)模為2926.6MW，年增長率為45%，占比1.7%，較上一年增長5個百分點。2017年新增投運規(guī)模914.1MW。

具體到中國市場，截至2017年底中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為28.9GW，年增長率為18.9%，增速是全球的近5倍。這其中抽水蓄能裝機占比最大，接近99%，與去年相比略有下降。電化學(xué)儲能項目累計裝機規(guī)模達(dá)到389.8MW，年增長率是45%，占比1.3%。2017年新增投運規(guī)模為121MW。

在電化學(xué)儲能項目中，無論是全球市場還是中國市場，鋰離子電池的累計裝機占比仍是最大的，比重分別為76%和58%。此外，在2017年新增投運項目中，中國和全球市場都主要集中在鋰離子電池與鉛蓄電池項目上。與此同時，隨著技術(shù)成本不斷下降，以及對于收益疊加模式的摸索，過去一年里有越來越多大規(guī)模的項目被部署。以10兆瓦以上項目為例，無論是投運項目還是在建規(guī)劃中的項目，都比2016年有所增加。

而從應(yīng)用模式分布看，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)，無論是全球還是中國， 2017年的儲能市場主要還是在集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)以及用戶側(cè)三大領(lǐng)域。

儲能現(xiàn)有商業(yè)模式收益都不樂觀

在整個產(chǎn)業(yè)熱度加劇、速度加快、政策支持背景下，儲能也越來越成為資本備受關(guān)注的領(lǐng)域，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2016年全球在儲能領(lǐng)域的投融資金額超過43.3億美元。

說了這么多，到底儲能賺錢機會在哪?上述提到的可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)以及用戶側(cè)三大領(lǐng)域有多大錢景?

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟對中國儲能項目在工商業(yè)用戶側(cè)、可再生能源發(fā)電、調(diào)頻輔助服務(wù)、延緩輸配電網(wǎng)絡(luò)投資等領(lǐng)域做了收益點分析和經(jīng)濟性測算，發(fā)現(xiàn)目前這些商業(yè)模式還存在許多問題，收益狀況并不樂觀。

1、可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域

儲能目前在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域能夠?qū)崿F(xiàn)的收益點，主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經(jīng)開展利用老電站比較高的上網(wǎng)電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但是回收期比較長。

在幫助降低電站被考核風(fēng)險帶來的電量多發(fā)收益上，目前這塊收益比較少，而且難以有效評估。

另外，在優(yōu)先調(diào)度帶來的電量多發(fā)收益上，目前限于東北個別風(fēng)電場，不具有普遍的意義。

不管是在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質(zhì)量，以及為整個電力系統(tǒng)帶來的一些增值的價值，比如說火電備用容量的減少以及環(huán)境效益等，目前還沒有補償機制來給儲能的這些價值以合理的補償。

2、用戶側(cè)領(lǐng)域

目前用戶側(cè)儲能最廣泛應(yīng)用的一種商業(yè)模式，據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計，截止到2017年用戶側(cè)儲能裝機占到了全部裝機的59%。這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現(xiàn)套利和電費管理。

CNESA高級研究員岳芬介紹道，現(xiàn)在大部分地區(qū)的峰谷價差還不是特別合理，單靠這個收益點的投資回收期還比較長，通常在7到9年，另外儲能帶來的這些需求響應(yīng)能力，以及最大需量電費削減的價值，由于目前這方面政策的缺失，也導(dǎo)致這兩塊收益比較難獲得的。

她表示，這一塊當(dāng)前采用的商業(yè)模式仍然是用戶投資，或者是廠商去運營，或者是廠商自主投資+運營，前期投資壓力大，風(fēng)險較高。

3、調(diào)頻輔助服務(wù)領(lǐng)域

由于能夠大幅度改善火電機組調(diào)頻性能，帶來日補償費用提高，目前這塊回收投資期比較理想，基本上在5年以內(nèi)。

這一領(lǐng)域面臨的問題主要是現(xiàn)有市場規(guī)模較小，目前應(yīng)用在電力輔助服務(wù)的儲能電站還只占一小部分，且發(fā)電廠均攤的付費機制不可持續(xù)。而且同樣地，這一領(lǐng)域也主要是開發(fā)商投資+運營的模式，開發(fā)商負(fù)責(zé)項目投資建設(shè)運行和維護(hù)，業(yè)主提供場地和電網(wǎng)接入，商業(yè)模式單一，開發(fā)商投資壓力大，單靠開發(fā)商資金實力推進(jìn)項目緩慢。

不過，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟認(rèn)為，隨著儲能全系統(tǒng)造價的持續(xù)下降，目前一些細(xì)分領(lǐng)域成本收益開始接近平衡點，例如江蘇、廣東、北京等省市，利用當(dāng)?shù)胤骞入妰r差的優(yōu)勢，已經(jīng)實現(xiàn)了無補貼的儲能商業(yè)化推廣;青海、山西等省份則在發(fā)電側(cè)光儲項目、火電聯(lián)合調(diào)頻項目上開始實現(xiàn)儲能的規(guī)模化突破等。

原標(biāo)題：175GW裝機、儲能逼近爆發(fā)點，商業(yè)模式卻不保證賺錢？