当储能产业遭遇“黑天鹅”

中国电化学储能市场累计装机规模(2000-2019)

中国储能市场累计装机规模(2000-2019) 中关村储能产业技术联盟供图

日前，由中关村储能产业技术联盟(简称储能联盟)编写的《储能产业研究白皮书2020》(简称白皮书)发布。据其不完全统计，截至2019年年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.4吉瓦，占全球市场总规模的17.6%，同比增长3.6%。

其中，抽水蓄能累计装机规模最大，为30.3吉瓦，同比增长1.0%;电化学储能累计装机规模位列第二，为1709.6兆瓦，同比增长59.4%;在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为1378.3兆瓦。

但相较于2018年电化学储能装机规模增长400%来说，2019年的增速明显降低，但专家认为这并非意味着回到“冬天”。那么，在新冠肺炎疫情和低油价的双重威胁下，2020年的储能产业是否会更加“寒冷”?又该如何“回暖”?

储能仍在稳步增长

白皮书总结了三类储能技术在2019年的发展特点，认为电化学储能经历爆发式增长之后，开始进入理性调整期;熔融盐储热小部分首批光热发电示范项目已完成并网运行;而在物理储能方面，抽水蓄能稳步发展，压缩空气储能和飞轮储能处于规模化应用“前夜”。

“春天难免倒春寒，起伏并非回冬天。”对于2019年电化学储能领域的增速降低，中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生研究员说，2018年电化学储能装机规模增长400%是很罕见的增速，2019年属于正常回调，增速仍然比2017年高。如果基于过去5年或10年的发展来看，储能还是在稳步增长的轨道上。

陈海生同时指出，任何新兴技术在发展初期都会有起伏，电化学领域占全部储能装机比例还不大，有一定的起伏很正常。从全局来看，整个储能行业的装机容量还在增长，从业者自身要有定力。

而从发展的角度看，储能行业的三方面原动力并未改变。一是能源电力行业自身的发展，特别是可再生能源和分布式能源的大规模利用，对储能有巨大需求;二是储能行业前期快速发展积累了顽强的生命力和可持续发展的基础;三是电力体制改革的方向没有变，政策红利没有降，能够继续驱动电力和储能行业不断优化改进，向更开放的市场化方向不断发展。

“黑天鹅”对储能造成影响

2020年年初至今，新冠肺炎疫情和低油价等一大波“黑天鹅”来势汹汹。中关村储能联盟研究经理George Dudley认为，疫情会影响到储能产业的长短期发展，但低油价不会。

Dudley告诉《中国科学报》，疫情对储能产业供应链造成的短期冲击明显。今年3月初，储能联盟曾对部分会员企业进行了疫情影响调研，当时，采集样本数量统计中仅有一半企业复工复产。时至6月，这些企业已经全部复工，但业务还没有全面恢复正常。对于疫情造成的停工停产，大企业由于分散的现金流、相对长的项目周期，其财务状况还比较稳健，而小企业就会面临较大的财务和运营压力，需要政府在税收和补贴政策方面给予一定的帮扶。他认为疫情可能会影响到储能产业的长期发展，但目前很难评估。

曾短暂跌入负值区间的WTI原油期货目前已回升至37美元左右。Dudley对此表示，“低油价作为一种短期的市场行为，对储能产业的短期和长期发展都不会造成影响。”

白皮书考虑了整体经济环境、国内外新冠肺炎疫情影响、可再生能源发展和电改对储能的推动作用以及市场需求增长、储能成本下降速度等因素，分保守场景和理想场景，预测2020~2024年电化学储能复合增长率保守场景下将保持在55%左右，理想场景下将超过65%，2024年的市场总量分别达到15吉瓦和24吉瓦。除抽水蓄能以外，其它物理储能技术进入应用示范期。

在总结2019年中国储能产业的发展特点时，白皮书提到，在“后指导意见”时代，政策多维度促进储能应用;电力市场化建设持续进行，为储能市场化应用奠定基础。

储能市场开始回归理性

据储能联盟秘书长刘为介绍，2017年发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，是国内第一个国家层面综合性储能指导文件，明确提出我国“十三五”和“十四五”储能发展的目标和方向。现在来看，储能在过去五年中取得了丰硕的成果，实现了“指导意见”设定的“十三五”目标，产业已步入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用得到显现和初步验证。

目前，国家层面虽然还没有出台支持储能产业发展和技术应用的资金支持政策、补贴和税收支持政策，但我国已经将储能产业发展纳入“十四五”规划。这期间有望通过国家层面的顶层设计，突破市场机制壁垒，建立适宜储能发展的市场环境，改变储能“夹缝中求生存”的现状。

白皮书指出，经历2018年爆发式增长之后，国内的储能市场开始回归理性。电网侧储能主导了近两年中国储能市场规模的走势。2019年，随着《输配电定价成本监审办法》和《关于进一步严格控制电网投资的通知》的相继印发，国内电网侧储能“急停刹车”。

对此，陈海生认为，上述政策的出台，明确规定了储能设施的成本费用不计入输配电定价成本，短期内会影响到电网侧对储能的投资，但是长期来看，此举与此前一贯的开放原则一致，将市场的事情交给市场，从而释放市场对于资源配置的作用。

在过去十年间，储能产业展现了在夹缝中生存的顽强生命力，在保障电力供应的安全性和稳定性价值，以及提升能源利用率和新能源在电网中占比等方面，储能的价值已经普遍被市场认可，市场对储能的需求不断加大。

储能未来分三步走

然而，“储能干了好几份工作，却只拿了一份工资。”陈海生说。

在抽水蓄能得到广泛应用的两部制电价中，容量电价反映了储能提高安全性的价值，而电量电价反映了储能削峰填谷的稳定性价值。即便如此，储能的其他价值并没有得到体现，两部制电价也只在特定项目中应用，并未全面推广。

究其原因，陈海生坦言，储能在电力行业中未能独立于原料、发电、输电、配电和用电，形成第六价值链，或独立于发电、电网和用电，形成第四个行业主体。

对于当前储能产业发展面临的共性问题，陈海生建议“长远靠市场，短期有作为”，有三件事情势在必行。

首先是多做示范，提高储能相关技术的效率，降低价格。同时，通过一些项目来试点，探索商业模式。

其次是地方发展改革委、能源主管部门根据本区域的发展特色和需求来颁布细则，支持储能，落实储能的独立市场主体身份。明确储能参与电力市场的身份，解决储能项目建设和运行层面的诸多身份问题，并网、调度、交易机制要予以匹配。“依附于任何一个主体，储能的价值都不能完全体现出来。”陈海生说。

最后是在市场机制方面。从现阶段过渡到现货市场阶段，既可以通过现有不完备的市场给予储能价值补偿，也可以通过行政手段按储能效果给予电价支持。“这需要加强监管，不能出现骗补现象。”陈海生说，过渡阶段到现货阶段，具体可以通过三步走来实现。

首先，把两部制电价推广到所有储能技术种类。然后，再迈一步，制定能够体现储能价值的辅助服务市场规则及补偿机制。确保政策的稳定性，降低投资者的风险。最终，建立起“谁受益，谁付费”的长效机制。储能的价值在于对电力系统提供的服务，只要有一个可以反映储能价值的市场机制，便可以为储能所提供的服务进行支付，使储能进入电力市场并获得多重价值回报。