編者按：因此，中國儲能市場一直處于“外熱內(nèi)冷”的狀態(tài)，盈利模式也始終未能清晰與穩(wěn)定。2018年，在電網(wǎng)側儲能大規(guī)模爆發(fā)的帶動下，儲能市場呈現(xiàn)轉(zhuǎn)機。目前這個階段非常關鍵，在可再生能源沒有出現(xiàn)“階躍式”發(fā)展之前以及電力市場化改革剛起步的階段，未來1-2年儲能的發(fā)展路徑對市場格局重塑發(fā)揮著至關重要的作用。
一、產(chǎn)生背景
推動儲能發(fā)展是實現(xiàn)能源綠色發(fā)展的內(nèi)在邏輯。
落實綠色發(fā)展理念，加強生態(tài)文明建設，確保實現(xiàn)2020年、2030年非化石能源消費占一次能源比重15%、20%的戰(zhàn)略目標，化石能源進入全面存量替代的階段；到2050年時，在一次能源消費中的比重達到60%，在電力消費中的比重達到80%，成為能源供應的主體力量，確保我國在此之前全面完成能源轉(zhuǎn)型。實現(xiàn)這一宏偉目標，就必須大力發(fā)展風電、光伏產(chǎn)業(yè)。截至2017年底，我國風電裝機新增15 GW，累計達到164GW，光伏發(fā)電新增裝機53 GW，總規(guī)模達到130 GW，無論是增速還是總量繼續(xù)穩(wěn)居世界第一。
但由于風電、光伏本身的不穩(wěn)定以及消納難等原因，棄風、棄光始終沒有很好的解決，居高不下的棄風、棄光率成為行業(yè)發(fā)展繞不開的難題，成為當下制約光伏、風電取得進一步發(fā)展的首要因素。而要從根本上解決棄風棄光問題，儲能是必不可少的一項技術，為有望徹底解決棄風棄光問題提供了可能。
當光伏電站、風電站配備了儲能系統(tǒng)，不僅可以對暫時無法消納的電力進行儲存，避免棄光棄風，還可以保障天氣變化時電站的正常供電。國家發(fā)改委、國家能源局五部委在促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見中指出，儲能能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，支撐分布式電力及微網(wǎng)，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術。
二、儲能的概念
從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質(zhì)或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環(huán)過程。儲能技術按照儲存介質(zhì)進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。
儲能技術的關注點往往包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數(shù)、技術成熟度、經(jīng)濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環(huán)境方面等。
當前成熟度和優(yōu)越性最高的要屬抽水蓄能，使用功率大、放電時間長、平準化成本低廉的特點使其在發(fā)電側占據(jù)優(yōu)勢。不過，抽蓄電站限制也很明顯：廠址的選擇依賴地理條件(特別是需要上下水庫)、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。
因此從發(fā)展前景考慮，電化學儲能技術在適用性、效率、壽命、充放電、重量和便攜式方面更具優(yōu)勢。近幾年的發(fā)展勢頭已然證明了這一點。
三、電化學儲能技術的發(fā)展及應用
（一）電化學儲能技術的發(fā)展
我國電化學儲能項目的年增長率達到45%，超過全球增速。
（二）儲能電池成本
從各場景的運用而言，國內(nèi)電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池。目前新增分布式發(fā)電中選擇鉛蓄電池儲能較多，鋰離子電池則壟斷輔助服務市場。由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小、環(huán)境友好等優(yōu)勢，新增裝機基本采用了鋰電池技術，技術路線已基本成型。
狹義的儲能電池成本僅包括一次(采購)成本，廣義的儲能電池成本還包括二次(使用)成本和三次(回收)成本。
其中，一次成本包括電池的材料成本和生產(chǎn)制造成本。在材料成本下降空間有限的情況下，通過電池結構技術的顛覆設計，簡化電池生產(chǎn)工藝，降低制造成本和人力成本，將會是新型儲能電池重要的降成本方向。
二次成本與電池使用壽命息息相關。需要結合材料技術和結構技術，發(fā)展新型修復再生技術，提升電池使用壽命，降低容量型電池的度電成本和功率型電池的頻次成本。
三次成本主要指電池的回收成本。目前儲能電池的回收再生環(huán)節(jié)若要做到完全符合環(huán)保標準的要求，成本還是非常高的，需要有創(chuàng)新的回收再生思路，降低電池的三次成本。
儲能電池技術成本降低可以分為以下四個目標階段。當前目標：開發(fā)非調(diào)峰功能的儲能電池技術和市場，例如調(diào)頻儲能電池和移動儲能電池;短期(5-10年)目標：低于峰谷電價差的度電成本;中期(10-20年)目標：低于火電調(diào)峰和調(diào)度的成本;長期(20-30年)目標：低于同時期風光發(fā)電的度電成本。
電池儲能輔助AGC調(diào)頻會先于調(diào)峰儲能發(fā)展起來。未來只有當儲能電池應用成本低于火電調(diào)峰成本后，儲能電池系統(tǒng)才可能作為重要補充得以規(guī)模發(fā)展，并納入到電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)度系統(tǒng)。
（三）電化學儲能的運用方向和場景
電化學儲能技術運用比較活躍的領域包括用戶側、輸電側和發(fā)電測三大板塊。
1.用戶側
（1）用戶側分布式能源應用
2017年10月31日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》(發(fā)改能源〔2017〕1901號)，鼓勵分布式電源“隔墻售電”、就近交易。由于目前試點對分布式電源考核不嚴，簽訂的電力交易合同僅為年(月)度電量交易合同，電力電量平衡由配網(wǎng)運營企業(yè)負責，因此分布式電源沒有配套建設儲能的動力。但是一旦交易規(guī)則改變，電網(wǎng)不負責兜底，且需要考核分布式發(fā)電的交易電量時，那么儲能在分布式能源側的價值將會顯現(xiàn)。
（2）用戶側微電網(wǎng)應用
2017年7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《推進并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設試行辦法》的通知(發(fā)改能源〔2017〕1339號)，《辦法》的出臺，解決了大家對微電網(wǎng)定義方面、以及微電網(wǎng)建設運行過程中存在的爭議，理清了微電網(wǎng)發(fā)展思路，對并網(wǎng)型微電網(wǎng)發(fā)展具有劃時代的里程碑意義，將大大促進微電網(wǎng)的建設投資。儲能作為微電網(wǎng)必不可少的部分，可以在微電網(wǎng)失去電源的時候為重要負荷持續(xù)供電、維持微電網(wǎng)電力供需平衡、作為黑啟動電源幫助微電網(wǎng)快速自愈，以顯著提高微電網(wǎng)的自治性;同時，儲能也能提供調(diào)峰等輔助服務、開展需求側響應，以顯著提高微電網(wǎng)的友好性;另外，在今后微電網(wǎng)必須全電量參與電力市場時，儲能還可以減少微電網(wǎng)棄風棄光現(xiàn)象。儲能在微電網(wǎng)中的作用至關重要，在微電網(wǎng)不同運行情況下需要擔負起不同的使命，但是在目前政策條件下，此種場景中儲能的經(jīng)濟價值還難以定量的衡量。
（3）用電負荷調(diào)峰
用電負荷調(diào)峰是指儲能以低谷用電和平峰高峰放電的方式，利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出,同時達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網(wǎng)峰谷差的目的。由于儲能在用戶側應用的政策存在缺失，通過峰谷價差套利，便成為了目前我國儲能產(chǎn)業(yè)僅有的“講的清、算的明”的商業(yè)模式，且也是用戶側儲能各類應用直接或間接的盈利模式。對于此種場景，適合于峰谷電價差較高，至少達到0.75元/KWh以上，且用戶負荷曲線較好，負荷搭配儲能能夠較好完成日內(nèi)電量平衡的企業(yè)用戶。但大部分地區(qū)的峰谷電價差較低，儲能的投資回收期較長。
（4）用戶節(jié)能效益
目前我國工業(yè)用戶大多執(zhí)行兩部制電價，儲能可以通過充放電調(diào)節(jié)用戶用電曲線，合理地控制好用戶每月最大需量，為企業(yè)降低需量電費。此種場景，儲能調(diào)節(jié)用戶用電曲線，其實質(zhì)也是通過調(diào)峰的過程完成，因此在計算收益的時候，需要和用戶側調(diào)峰收益統(tǒng)籌考慮。
（5）用戶需求響應
用戶需求響應是指采取有效的激勵措施，引導用戶進行負荷管理，以使電力需求在不同時間段上得到合理分配，從而提高電力系統(tǒng)的使用效率和可靠性。從目前我國電力需求側管理試點情況來看，一年當中，電力系統(tǒng)需要用戶進行需求側管理的時段較少，因此需求側管理暫不能成為用戶側儲能的主要商業(yè)模式。
2.輸電側
儲能電池系統(tǒng)可以改善配電質(zhì)量和可靠性。當配網(wǎng)出現(xiàn)故障時，可以作為備用電源持續(xù)為用戶供電;在改善電能質(zhì)量方面，作為系統(tǒng)可控電源對配電網(wǎng)的電能質(zhì)量進行治理，消除電壓暫降、諧波等問題，同時降低主干網(wǎng)絡擴容投入，節(jié)約擴容資金。
3.發(fā)電測
（1）可再生能源電站的配套服務
在我國風電、光伏裝機規(guī)模較大但同時棄風、棄光率也居高不下的“三北”地區(qū)，儲能作為新能源發(fā)電的配套應用具有一定潛力。儲能應用于這一領域的主要作用是平滑出力、跟蹤計劃出力。由于儲能成本較高，即便考慮投資儲能后能夠減少棄風棄光電量，但其投資回報率仍然較低，電站方主動投資配套儲能的動力不強。此場景下，儲能收益來源于新能源電站減少棄電所帶來的收入，對于早期投運并網(wǎng)、上網(wǎng)電價較高且存在棄電的部分新能源項目有一定吸引力。除此之外，如果未來我國輔助服務市場機制加大了可再生能源電站的考核力度，可再生能源電站配套儲能的意愿將更強烈。
（2）調(diào)頻輔助服務
調(diào)頻是電力輔助服務的主要內(nèi)容之一，儲能系統(tǒng)可通過參與調(diào)頻輔助服務，對電網(wǎng)起到支撐作用。目前，電力輔助服務領域具備實際操作價值的管理規(guī)定多為各區(qū)域能監(jiān)局制定的《兩個細則》。儲能參與調(diào)頻輔助服務，大多只能以與火電機組聯(lián)合參與的形式進行，商業(yè)模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業(yè)合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調(diào)頻市場的資格，由儲能企業(yè)做投資、設計、建設、運營、維護，增量調(diào)頻收益雙方共享。華北電網(wǎng)的《兩個細則》中，機組的調(diào)頻性能對調(diào)頻補償收益具備放大效應，由于儲能系統(tǒng)響應速度快、控制精度高、調(diào)節(jié)性能好，“火電機組+儲能”聯(lián)合調(diào)頻在華北地區(qū)具備一定的經(jīng)濟效益。值得強調(diào)的是，儲能參與調(diào)頻的收益受政策波動影響較大，例如山西省《關于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》(晉監(jiān)能市場〔2017〕156號)的印發(fā)使得山西省成為儲能設備廠商的必爭之地，但隨著2017年底山西省儲能調(diào)頻政策的變化，縮小了調(diào)頻服務報價范圍，致使儲能的調(diào)頻收益大大縮水。
（3）有償調(diào)峰輔助服務
我國“三北”地區(qū)新能源消納難，電源調(diào)峰能力不足是主要原因之一，儲能系統(tǒng)參與電力有償調(diào)峰輔助服務有助于彌補電源調(diào)峰能力不足的短板。
目前，甘肅省、新疆省、山東省均出臺了電力輔助服務相關政策，且側重于調(diào)峰輔助服務市場的建設。儲能用戶可以與火電、風電或光伏電站聯(lián)合調(diào)峰，或作為獨立市場主體為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰服務。參與調(diào)峰的儲能用戶可在調(diào)峰輔助服務平臺通過集中競價進行輔助服務交易，調(diào)峰補償費用由火電廠、風電場、光伏電站、水電廠按政策要求進行分攤。另外，2018年1月，南方監(jiān)管局發(fā)布的《南方區(qū)域電化學儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》指出，地市級及以上電力調(diào)度機構直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機構簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為2MW/0.5小時及以上的儲能電站，根據(jù)電力調(diào)度機構指令進入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務統(tǒng)計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/兆瓦時。該《細則(試行)》從身份上給予了儲能電站和傳統(tǒng)電廠同等的輔助服務市場地位，并明確了儲能電站的補償標準和考核約束條件，可以預見，《細則(試行)》的出臺將大大提升南方電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)儲能參與調(diào)峰輔助服務的經(jīng)濟性，進而推動儲能商業(yè)化應用的進程。
在暫沒有建立電力輔助服務市場的地區(qū)，由于輔助服務提供方的收益多僅來自于機組增發(fā)/少發(fā)帶來的電量收益，調(diào)峰成本無法疏導，因此儲能在這些地區(qū)參與輔助服務經(jīng)濟性不佳。
四、2018年度全國電力供需狀況
（一）全社會用電量實現(xiàn)較快增長、電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化
根據(jù)中電聯(lián)快報，2018年，全國全社會用電量6.84萬億千瓦時，同比增長8.5%、同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速；各季度同比分別增長9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但總體處于較高水平。全國人均用電量4956千瓦時，人均生活用電量701千瓦時。主要特點有：
1.第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電量增長較快，高技術及裝備制造業(yè)用電領漲。
2.第三產(chǎn)業(yè)用電量繼續(xù)快速增長。
3.城鄉(xiāng)居民生活用電量快速增長。
4.畜牧業(yè)和漁業(yè)帶動第一產(chǎn)業(yè)用電量快速增長。
5.電力消費結構持續(xù)優(yōu)化。第二產(chǎn)業(yè)用電量占全社會用電量的比重為69.0%、比上年降低0.8個百分點。其中，四大高載能行業(yè)用電量比重比上年降低0.6個百分點；高技術及裝備制造業(yè)用電量比重提高0.1個百分點。第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電量比重分別提高0.6和0.2個百分點，第一產(chǎn)業(yè)用電量比重為1.1%，與上年持平。
6.中西部地區(qū)大部分省份增速相對較高。東、中、西和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長6.9%、9.6%、10.9%和6.9%，比上年分別提高1.7、2.3、1.8和2.3個百分點；用電量占全國比重分別為48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分別提高0.3和0.2個百分點，東部、東北地區(qū)分別下降0.3和0.2個百分點。全國31個省份用電量均實現(xiàn)正增長；除福建、山東外，其余13個用電量增速高于全國平均水平的省份均屬于中、西部地區(qū)。
（二）電力生產(chǎn)延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢，高質(zhì)量發(fā)展成效初步顯現(xiàn)
截至2018年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量19.0億千瓦、同比增長6.5%。其中，非化石能源發(fā)電裝機容量7.7億千瓦，占總裝機容量的比重為40.8%、比上年提高2.0個百分點。分類型看，水電裝機3.5億千瓦、火電11.4億千瓦、核電4466萬千瓦、并網(wǎng)風電1.8億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電1.7億千瓦?；痣娧b機中，煤電10.1億千瓦、占總裝機容量的比重為53.0%，比上年降低2.2個百分點；氣電8330萬千瓦，同比增長10.0%。全國發(fā)電裝機及其水電、火電、風電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模均居世界首位。電力供應主要特點有：
1.發(fā)電裝機綠色轉(zhuǎn)型持續(xù)推進。全國新增發(fā)電裝機容量1.2億千瓦、同比減少605萬千瓦。其中，新增非化石能源發(fā)電裝機占新增總裝機的73.0%。“531光伏新政”出臺后，光伏發(fā)電增速放緩，全年新增太陽能發(fā)電裝機容量比上年下降16.2%；國家加快推進和實施光伏扶貧政策，西部地區(qū)新增太陽能發(fā)電比重同比提高7.8個百分點。東、中部地區(qū)新增風電裝機占比為64.2%、太陽能發(fā)電裝機占比為72.2%。全國新增煤電2903萬千瓦、同比少投產(chǎn)601萬千瓦，為2004年以來的最低水平。
2.非化石能源發(fā)電量快速增長。全國全口徑發(fā)電量6.99萬億千瓦時，同比增長8.4%。其中，非化石能源發(fā)電量2.16萬億千瓦時、同比增長11.1%，占總發(fā)電量的比重為30.9%、比上年提高0.6個百分點。水電發(fā)電量1.23萬億千瓦時、同比增長3.2%，火電發(fā)電量4.92萬億千瓦時、同比增長7.3%。全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電、風電、核電發(fā)電量分別為1775、3660、2944億千瓦時，同比分別增長50.8%、20.2%、18.6%。新能源發(fā)電已成為內(nèi)蒙古、新疆、河北、山東、寧夏、山西、江蘇、黑龍江、安徽、吉林等14個省份第二大發(fā)電類型。
3.各類型發(fā)電設備利用小時均同比提高。2018年，全國發(fā)電設備平均利用小時為3862小時，同比提高73小時。其中，水電3613小時，提高16小時；火電4361小時，提高143小時；核電7184小時，提高95小時；并網(wǎng)風電2095小時，為2013年以來新高，比上年提高146小時；并網(wǎng)太陽能發(fā)電1212小時，提高7小時。
4.棄風棄光問題繼續(xù)得到改善。各級政府和電力企業(yè)等多方共同努力，多措并舉推進清潔能源消納。2018年，全國棄風電量277億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點；全國棄光電量54.9億千瓦時，平均棄光率3%，同比下降2.8個百分點。華北、西北、東北地區(qū)風電設備利用小時分別比上年提高102、215和236小時，西北、東北地區(qū)太陽能發(fā)電設備利用小時分別提高66和65小時。
5.110千伏及以下電網(wǎng)投資比重提高。
6.跨區(qū)跨省送電量快速增長。
7.電力燃料供需總體平衡，地區(qū)性時段性偏緊，煤電企業(yè)經(jīng)營仍比較困難。國內(nèi)煤電企業(yè)采購成本居高不下。2018年全年全國火電企業(yè)虧損面仍近50%。
（三）全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)出現(xiàn)錯峰限電
2018年，用電增速回升，電網(wǎng)峰谷差加大，全國電力供需形勢從前幾年的總體寬松轉(zhuǎn)為總體平衡。其中，華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡，部分省份局部性、階段性電力供應偏緊；東北和西北區(qū)域電力供應能力富余。
五、2019年全國電力供需形勢預測
（一）全社會用電量增速較2018年回落
當前經(jīng)濟運行穩(wěn)中有變、變中有憂，外部環(huán)境復雜嚴峻，經(jīng)濟面臨下行壓力，用電量增長不確定性增大。綜合考慮國際國內(nèi)形勢、產(chǎn)業(yè)運行和地方發(fā)展等，以及2018年高基數(shù)影響，預計2019年全社會用電量增速將平穩(wěn)回落，在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響的情況下，預計全年全社會用電量增長5.5%左右。
（二）年底總裝機容量約20億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高
預計2019年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.1億千瓦左右。其中，新增非化石能源發(fā)電裝機6200萬千瓦左右；預計2019年底全國發(fā)電裝機容量約20億千瓦、同比增長5.5%左右。其中，水電3.6億千瓦、并網(wǎng)風電2.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電2.0億千瓦、核電5000萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電2100萬千瓦左右。非化石能源發(fā)電裝機容量合計8.4億千瓦左右，占總裝機容量的比重為41.8%左右，比上年底提高1個百分點。
（三）全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)部分時段電力供需偏緊
2019年，新能源發(fā)電裝機將持續(xù)增加；第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重持續(xù)提高，拉大系統(tǒng)峰谷差，時段性系統(tǒng)調(diào)峰能力不足；電煤價格高位運行，發(fā)電用煤維持地區(qū)性季節(jié)性供需偏緊格局。在多重因素疊加、交互影響下，預計全年全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)高峰時段電力供需偏緊。其中，華北、華中區(qū)域局部性時段性電力供需偏緊；華東區(qū)域電力供需總體平衡；南方區(qū)域電力供需總體平衡，枯水期廣西、貴州偏緊，汛期云南清潔能源消納壓力較大；東北、西北區(qū)域預計電力供應能力富余。預計2019年全國火電設備利用小時4400小時左右。
六、2018年的儲能行業(yè)狀況
（一）國內(nèi)和國際市場發(fā)展提速
2018年，電網(wǎng)側儲能應用規(guī)模出乎意料的爆發(fā)。據(jù)中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，2018年中國累計投運儲能項目規(guī)模為1018.5MW/2912.3MWh，是去年累計總規(guī)模的2.6倍。截至2018年底，全球累計投運電化學儲能裝機規(guī)模達到4868.3MW/10739.2MWh，功率規(guī)模同比增長65%，發(fā)展提速。
（二）電網(wǎng)側儲能項目激增
根據(jù)CNESA儲能項目數(shù)據(jù)庫的統(tǒng)計，2018年新增投運（不包含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲能項目）的電網(wǎng)側儲能規(guī)模206.8MW，占2018年全國新增投運規(guī)模的36%，占各類儲能應用之首。
電網(wǎng)側儲能規(guī)模的爆發(fā)是偶然，也是必然。江蘇率先發(fā)布百兆瓦級儲能項目招標的起因固然是火電機組退役、夏季高峰用電以及高層推動等多個偶然因素碰撞的結果，但電網(wǎng)公司的興趣被全面激發(fā)則存在必然性。從2011年張北風光儲輸示范項目開始，電網(wǎng)公司從未停止對儲能技術路線、應用場景以及模式的探索。如同多年前一位電網(wǎng)專家預言的那樣“當儲能系統(tǒng)成本低于1500元/kWh時，就會迎來儲能在電網(wǎng)中的大規(guī)模應用”，在動力電池擴產(chǎn)能導致電芯成本大幅下降的大背景下，這樣的拐點已經(jīng)到來。
2018年，江蘇、河南、湖南、甘肅以及浙江等省網(wǎng)公司都相繼發(fā)布了百MW級儲能項目的采購需求（如表1所示）；在中關村儲能聯(lián)盟去年11月在南京召開的電網(wǎng)側儲能項目大會上，有多家的省網(wǎng)公司向聯(lián)盟表達對建設電網(wǎng)側儲能的意愿，根據(jù)聯(lián)盟的初步統(tǒng)計，近期規(guī)劃/在建的電網(wǎng)側儲能總規(guī)模已經(jīng)超過1407.3GWh。而隨著國家電網(wǎng)總經(jīng)理寇偉的上任和國網(wǎng)1號文的發(fā)布，電網(wǎng)側儲能的發(fā)展有了進一步的方向性指導，預計未來1-2年電網(wǎng)側儲能還將迎來跨越式的發(fā)展。
（三）火儲調(diào)頻市場競爭加劇
作為最早出現(xiàn)商業(yè)模式的市場，全球范圍內(nèi)調(diào)頻輔助服務領域的儲能應用進展不大，已開發(fā)市場的“天花板”效應已經(jīng)顯現(xiàn)。國內(nèi)儲能應用于調(diào)頻輔助服務領域“機遇”與“挑戰(zhàn)”并存。
從“機遇”來看，在電改的大背景下，東北、福建、甘肅、新疆、山西、寧廈、京津唐、廣東、安徽、河南、華北、華東、西北等地區(qū)都相繼出臺了輔助服務市場相關文件，鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務。從實際效果來看，除了為業(yè)內(nèi)熟知的山西“按調(diào)頻里程和調(diào)頻性能補償機制”對儲能的推動作用顯著外，廣東省也在新設計的調(diào)頻市場規(guī)則中，合理地借鑒了華北調(diào)頻補償機制以及美國PJM的市場規(guī)則，即放棄原有依電量結算的方式，采用按照調(diào)節(jié)里程加調(diào)節(jié)性能計算補償?shù)姆绞?，極大地促進了儲能進入廣東調(diào)頻市場。從2017年年底模擬運行階段的調(diào)頻市場規(guī)則頒布后，廣東省內(nèi)發(fā)電企業(yè)已經(jīng)簽訂了6個火儲聯(lián)合調(diào)頻項目合同。
從“挑戰(zhàn)”來看，一方面、政策的推動帶動了國內(nèi)眾多企業(yè)進入儲能調(diào)頻市場，除睿能、科陸等企業(yè)外，欣旺達、北控、智中、海博思創(chuàng)、萬克、華泰慧能、道威儲能和智光電氣等儲能系統(tǒng)集成商和項目開發(fā)商也在積極部署調(diào)頻儲能市場。眾多的競爭者在有“天花板”的市場中，無疑會導致市場競爭異常慘烈。2018年，儲能運營商和業(yè)主單位的分成比例不斷下降，從“8:2”跌至“5:5”，在有限的盈利空間中，價格戰(zhàn)愈演愈烈。另一方面，盡管公布的“火儲”項目不少，但真正投運的卻屈指可數(shù)，消防安全標準的缺失，也是橫在所有儲能調(diào)頻項目面前的一道“鴻溝”。
最后，在向“輔助服務市場”過渡的過程中，競價模式下初期市場價格競爭激烈，調(diào)頻補償價格不斷下降，儲能調(diào)頻項目的投資風險日趨加大。而儲能參與調(diào)峰、備用等服務的機制尚未理順，盡管東北、新疆、福建、甘肅、安徽等地區(qū)對于作為獨立市場主體的電儲能調(diào)峰交易，提出了容量配置要求，江蘇也明確提出儲能可參與深度調(diào)峰，并計劃設計補償規(guī)則，但是獨立儲能電站并網(wǎng)的相關調(diào)度策略和技術規(guī)定、電力系統(tǒng)接入標準、儲能系統(tǒng)的充放電價格、獨立計量和費用結算等方式都尚無明確規(guī)定，短期內(nèi)成為了儲能實現(xiàn)多重價值疊加的障礙。
（四）海外用戶側儲能市場活躍，國內(nèi)放緩
2018年，海外用戶側儲能市場依舊活躍。除了美國、德國、澳大利亞外，加拿大安大略省、韓國、意大利等成為2018年新晉熱點市場，成為全球儲能產(chǎn)品供應商爭奪的新戰(zhàn)場。而英國家用儲能市場也被認為會在2019年出現(xiàn)爆發(fā)式發(fā)展，故而也受到頗多關注。
對比國外用戶側儲能的蓬勃發(fā)展，此前一直引領中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的用戶側儲能則在2018年放緩。
先是國家推行降價減負，各地落實政策后，部分地區(qū)峰谷價差縮小。如全國“一類”儲能開發(fā)市場——北京，允許一般工商業(yè)用戶選擇執(zhí)行大工業(yè)兩部制電價，兩部制電力用戶可自愿選擇按變壓器容量、合同最大需量或?qū)嶋H最大需量繳納基本電費。而工商業(yè)用戶采用大工業(yè)用戶兩部制電價執(zhí)行之后，尖峰和低谷價差將減少至0.7元（1-10千伏），高峰和低谷價差將縮減至0.61元（1-10千伏），單純利用儲能系統(tǒng)進行峰谷價差套利的收益模式已難以為繼。
再是由于業(yè)主或相關消防機構對商業(yè)樓宇中，尤其是地下停車場安裝儲能設備帶來的安全風險的擔憂，以及相關消防安全標準的缺失，導致一批商業(yè)儲能項目無限期延遲。2018年的用戶側儲能市場似乎走的格外艱難。
政策的變化和市場的調(diào)整觸動著儲能從業(yè)者的神經(jīng)，現(xiàn)有技術成本下的規(guī)模化應用確有一定投資風險。但從項目開發(fā)商角度出發(fā)，儲能是綜合能源服務中的一類技術支撐，開放電力市場下仍存在潛在價值收益，而用戶是實現(xiàn)服務增值的基礎，擴展可實現(xiàn)的綜合能源服務內(nèi)容是未來綁定用戶的關鍵。新經(jīng)濟形勢下，政策導向關乎大局，但也要從整個能源變革和市場開放的角度出發(fā)，做全面設計和考慮，避免一方激勵下所造成的他方抑制。
七、山西的儲能市場
山西省的火電儲能聯(lián)合調(diào)頻，江蘇省的用戶側及電網(wǎng)側儲能，河南省的電網(wǎng)側儲能，青海省的可再生能源配套儲能，以及廣東省的火電儲能聯(lián)合調(diào)頻和電力現(xiàn)貨市場對儲能的需求，這些地區(qū)的儲能發(fā)展的確能夠從一定程度上說明儲能市場的熱度。
山西省是最早開啟的儲能戰(zhàn)場。2017年11月7日，山西省能監(jiān)辦發(fā)布《關于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》，旨在提高山西電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能，更好消納風電光伏等清潔能源。
8月下旬，在中國可再生能源學術大會儲能分會上，太原理工大學電力與動力工程學院院長韓肖清介紹山西時表示：“山西省火電機組和清潔能源裝機占比分別為78.1%和21.9%。一方面，火電機組占比大，加之山西省近些年來煤矸石發(fā)電機組增多，調(diào)頻能力不足；另一方面，2017年，風電的棄風電量為10.97億千瓦時，棄風率為6.7%，清潔能源消納問題仍存在。這些都決定了山西省對于儲能的極大需求。”
根據(jù)山西電源結構和電網(wǎng)運行情況，首批調(diào)峰試點容量規(guī)模初步確定為不超過30萬千瓦。其中，聯(lián)合調(diào)峰項目總容量不超過10萬千瓦，主要在用戶側試點，試點項目數(shù)量暫不受限制；獨立調(diào)峰項目總容量不超過20萬千瓦，試點項目數(shù)量5個左右。首批調(diào)頻試點容量規(guī)模初步確定為不超過12萬千瓦，其中，聯(lián)合調(diào)頻項目容量6萬千瓦，試點項目數(shù)量7個左右；獨立調(diào)頻項目容量6萬千瓦，試點項目數(shù)量3-4個。
援引山西能監(jiān)辦消息，目前山西省在運容量為9MW/4.5MWh的3個電池儲能聯(lián)合火電調(diào)頻試點項目運行穩(wěn)定，今年上半年研究確定的11個電池儲能項目進展順利，下一步將根據(jù)裝機占比增加情況，逐步增加試點項目。
八、儲能產(chǎn)業(yè)存在的問題
中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）自2010年起開展全球儲能項目數(shù)據(jù)統(tǒng)計、全球儲能市場追蹤以及中國儲能產(chǎn)業(yè)推動以來，至今有已經(jīng)九年的時間。美國、德國、英國、澳大利亞、韓國、中國等市場先后崛起。與中國不同的是，其它國家擁有成熟的電力市場，而且還能收獲儲能項目安裝補貼、稅收減免政策、以及其他可再生能源政策的“照顧”。
中國的儲能產(chǎn)業(yè)市場機制建設和政策驅(qū)動力顯著落后于產(chǎn)業(yè)應用的速度，此外，儲能成本偏高、電力交易市場化程度不健全、儲能技術路線不成熟、缺乏儲能價格有效激勵等各方面的問題也長期存在。
因此，中國儲能市場一直處于“外熱內(nèi)冷”的狀態(tài)，盈利模式也始終未能清晰與穩(wěn)定。2018年，在電網(wǎng)側儲能大規(guī)模爆發(fā)的帶動下，儲能市場呈現(xiàn)轉(zhuǎn)機。目前這個階段非常關鍵，在可再生能源沒有出現(xiàn)“階躍式”發(fā)展之前以及電力市場化改革剛起步的階段，未來1-2年儲能的發(fā)展路徑對市場格局重塑發(fā)揮著至關重要的作用。
原標題：中國儲能市場一直處于“外熱內(nèi)冷”狀態(tài)
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