國內儲能市場發展現狀及趨勢分析

張 軍，張 偉，曹凌捷，王伊曉，馬喜平，沈渭程，梁有珍

(1.國網甘肅省電力公司，甘肅 蘭州 730070；2.上海電力設計院有限公司，上海 200025；3.國網甘肅省電力公司電力科學研究院，甘肅 蘭州 730070)

2019年5月24日，國家發改委印發了新版的《輸配電定價成本監審辦法》，規定“抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用”不得計入輸配電定價成本；11月22日，國家電網公司印發了《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》(國家電網辦〔2019〕826號)，明確在未來一段時間內，國網公司“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目”。

根據(中關村儲能產業技術聯盟CNESA)數據統計，截至2019年底，我國電化學儲能累計裝機規模為1 591.7 MW，2019年新增投運電化學儲能項目裝機規模為519 MW，同比增長-24%。我國投運電化學儲能項目的累計裝機規模如圖1所示。從圖1中可以看出，2019年增速放緩趨勢明顯，在經歷了高速增長之后，行業進入了調整期。

發改委和國網公司兩個文件的發布對快速布局的電網側儲能造成了極大影響；電改政策意外造成峰谷價差縮小的情況也在動搖負荷側儲能商業模式根基；而電源側雖然火儲市場和新能源+儲能市場表現活躍但仍然面臨風險和發展制約。目前儲能市場似乎在各個方面都遇到了發展阻力，使得儲能市場發展方向變得撲朔迷離。通過對近年來電源側、電網側、負荷側儲能市場的發展情況及相關政策進行梳理分析，從而提出儲能市場未來發展的重點方向。

1 電源側發展情況分析

目前，儲能技術在電源側的應用主要集中在兩個方面：一是與火電廠一起參與調頻輔助服務，降低火電廠被兩個細則考核的損失；二是與新能源場站配合，減少棄電損失，改善出力特性。

1.1 火電廠聯合調頻

目前調頻輔助服務市場盈利表現較強。但由于該市場總體空間有限，并且該市場屬于零和博弈市場，較強的盈利通常伴隨著較大的風險。該市場存在的問題主要表現為以下幾個方面。

(1)儲能系統集成商和項目開發商等廠家和資本爭相進入，價格戰愈演愈烈，導致項目的投資回報周期逐漸延長[1]。

(2)目前有些發電廠開始要求項目方分攤調頻補償費用，進一步降低了項目的收益，加劇了企業投資風險。

(3)政策的變化導致了投資收益的不確定性，如山西2017年曾連續下調了調頻市場的報價范圍，蒙西電網2019年修訂了“兩個細則”中AGC調節補償系數等，這些政策的變化都對項目的收益產生了影響。

(4)儲能電池本身的品質和儲能電站的設計存在缺陷，如一些項目對電池調用過于頻繁，致使電池衰減得過快，而電池本身充放值也未達到理論數據，以至某些電站未達到設計壽命就需大規模更換。這種情況意味著原先設計的全周期投資收益邏輯完全不能成立[2]。

1.2 新能源+儲能

“新能源+儲能”模式的盈利主要來源于增加的新能源消納收益及降低的棄風棄光考核費用等。我國能源供應和能源需求呈逆向分布，風能主要集中在華北、西北、東北地區，太陽能主要集中在西部高原地區，而絕大部分的能源需求集中在人口密集、工業集中的中、東部地區。供求關系導致新能源消納上存在矛盾。我國棄光、棄風率長期維持在4%以上，僅2018年棄風棄光量合計超過300億kWh。目前“新能源+儲能”模式最主要的問題在于收益模式的模糊和利益分配機制尚不明晰，且儲能成本的下降速度和應用場景的收益曲線也還沒有實現全面契合。如果要獲得良好的收益：一是，要盡可能選擇享受較高補貼的新能源電站，利用補貼分攤一部分儲能設施建設費用；二是，要選擇儲能設施利用率較高的新能源電站，即電站所在地區棄風棄光特性均勻分布在全年。半年棄、半年不棄等不均勻的分布特性則會降低儲能設施利用率，減少收益[3]。從長遠角度來看，隨著新能源比例逐步提高，其間歇性以及不可控性的問題會對電網運行造成越來越大的壓力，新能源配套儲能將會成為剛需。2020年3月，國網綜合能源服務集團和寧德時代合資成立了新疆國網時代儲能發展有限公司，主營業務為儲能項目投資建設運營。新疆曾是全國首個開展光伏儲能聯合運行試點的省份。選擇在新疆成立合資公司也證明了國內兩大行業巨頭對新能源+儲能的市場看好。

2 電網側發展情況分析

2018年，電網側電化學儲能新增投運規模達206.8 MW，占據2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%。2019年，電網側電化學儲能新增投運規模達114.2 MW，占據2019年全國新增投運電化學儲能規模的22%。2018年電網側儲能規模的爆發主要得益于江蘇、河南、湖南、甘肅以及浙江等省電網公司相繼發布百兆瓦級儲能項目的采購需求。2019年隨著發改委和國網公司兩個文件的發布，對快速布局的電網側儲能造成了極大影響。從政府角度而言，電網側儲能建設缺乏科學有效的監管和規劃，難以判斷項目替代輸配電投資或延緩輸配電網升級改造的效果，無法保障投資的合理性，可能造成過度投資，所以需要采取措施抑制企業的投資沖動。從國網公司角度而言，受電改政策和宏觀經濟下行的影響，電網業務收益率大幅下降，企業虧損面持續擴大，投資能力不斷降低，而電網側儲能商業模式不清晰，且電儲能設施的成本費用不能計入輸配電定價成本，出于公司經營發展的考慮，因此需要嚴控電網投資規模，暫停電網側電儲能設施的建設。但由于儲能對于中國能源轉型具有戰略意義，且電網側儲能在調峰、調頻、黑啟動、提高系統安全穩定保障能力等方面確實可發揮巨大作用。因此，從長遠發展的角度上看：一方面，如果能對電網側儲能設施建設采取科學有效的監管和審核，未來政府可能逐步放開相關政策，允許其進入輸配電成本；另一方面，隨著電改的深入和電力市場建設的完善，社會資本可能有機會參與投資電網側儲能設施建設。社會資本的引入也將更有利于建立公平的市場機制。同時，如何構建更為合理的商業模式和交易平臺,諸如青海共享儲能模式等，也是影響未來電網側儲能發展的關鍵因素。

3 負荷側發展情況分析

儲能技術在負荷側的應用主要通過峰谷套利模式獲取收益。峰谷價差的變動將對負荷側儲能產生重要影響。

2018年3月5日的政府工作報告中明確提出，大幅降低企業非稅負擔，降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。2019年，政府工作報告要求一般工商業平均電價再次降低10%。

以儲能應用拓展方面走在全國前列的江蘇為例，截至2018年底，共計下調一般工商業電價4次，每次調價后峰谷價差均在縮小。江蘇省一般工商業峰谷價差走勢如圖2所示。

依靠峰谷價差為核心建立投資收益模型，理論上認為0.7元/kWh的峰谷價差是負荷側儲能套利的一個門檻[4]。但用戶負荷曲線與當地峰谷時段不一定完全契合，因此峰谷價差收益往往達不到理想收益。由于電池壽命、并網管理等多重因素的影響，實際運營成本也常在估算之外。因此，市場上真正可操作的負荷側項目并不多，已經建成的一些項目收益也并不如預期。

綜合來看，全國多數地區峰谷價差出現了縮小。一旦儲能系統成本下降速度及幅度不能與峰谷價差縮小程度匹配的話，峰谷價差套利模式的負荷側儲能項目將會受到較大影響，而峰谷價差套利作為負荷側儲能項目的重要模式，勢必也將會影響整個市場。因此，負荷側儲能市場若要走出困境，一方面需要儲能成本的進一步下降，另一方面還需要電力需求側響應和虛擬電廠、電力現貨市場等市場機制進一步完善[5]。

4 重點發展方向分析

從長遠角度來看，隨著新能源比例逐步提高，其間歇性以及不可控性的問題會對電網運行造成越來越大的壓力，新能源配套儲能將會成為剛需。近中期來看，新能源+儲能市場空間較大的區域，應是新能源資源較好，但目前消納空間受限的區域。這些區域的電網公司為了完成減少棄風、棄光的企業政治使命，將會有較大的動力引導地方政府出臺相關市場機制、考核機制或者扶持政策，推動新能源電站將儲能作為標配；同時，這些區域的地方政府也將有較大的動力通過各種方式支持配套儲能系統建設，提高新能源消納能力，來帶動新能源產業的持續發展，從而更好地促進地方經濟的整體發展。

2018年，全國棄風電量277億kWh，棄風率為7%；全國棄光電量55億kWh，棄光率為3%。新疆、甘肅、內蒙古三省棄風棄光仍較嚴重，是目前解決新能源消納問題的關鍵地區[6]。2018年全國各地區棄風、棄光率情況分別如表1和表2所示。

表1 2018年全國各地區棄風率情況 %

表2 2018年全國各地區棄光率情況 %

根據國家電網公司的相關測算，未來三年，在未采取額外措施的情況下，“三北”地區新增風電消納空間約0.39億kW，中東部和南方地區新增風電消納空間約0.91億kW；完成“十三五”規劃提出的火電靈活性改造等措施后，“三北”地區新增風電消納空間約0.87億kW，中東部和南方地區新增風電消納空間約0.92億kW。未來三年，在未采取額外措施的情況下，“三北”地區新增光伏消納空間約0.50億kW，中東部和南方地區新增光伏消納空間約1.58億kW；完成“十三五”規劃提出的火電靈活性改造等措施后，“三北”地區新增光伏消納空間約1.26億kW，中東部和南方地區新增光伏消納空間約1.60億kW。

由此可見，通過火電靈活改造等可提升新能源消納空間的措施，三北地區未來的新能源消納空間將得到明顯提升。而新能源+儲能的模式可以完全達到火電靈活性改造產生的效果，因此新能源+儲能模式對于提升新能源消納空間而言也是一種非常有效的解決方案，電網公司和地方政府將很有可能推動新能源+儲能逐步成為標配。若將來新能源全面評價上網，最大程度提高儲能利用效率，縮短成本回收周期，共享儲能的建設模式或將成為重點發展方向。

具體而言，2018年棄風率高于5%的省市有新疆(22.9%)、甘肅(19.0%)、內蒙古(10.3%)、吉林(6.8%)以及河北(5.2%)；棄光率高于3%的省市有西藏(43.6%)、新疆(15.3%)、甘肅(9.8%)、陜西(5.5%)、青海(4.7%)以及寧夏(4.1%)。這些地區都存在較大的新能源消納問題，可作為未來儲能市場關注的重點區域。

5 結語

在電網側，由于發改委和國網公司兩個文件的發布，短期內電網側儲能市場進入了調整期。從中長期來看，電網側儲能的發展需要依靠政策環境、市場機制和電力市場不斷地建設和完善。

在電源側，部分地方火電廠聯合調頻市場目前十分活躍，但仍存在一定風險。從長期來看，新能源的大規模應用將成為儲能發展的強大驅動力，新能源+儲能的模式從長遠來看具備較好的發展前景。

在負荷側，由于峰谷價差的縮小，短期內負荷側儲能市場或將進入調整期。負荷側儲能市場的發展一方面需要等待儲能成本的進一步下降，另一方面還需要電力需求側響應和虛擬電廠、電力現貨市場等市場機制進一步完善。

在未來高比例可再生能源接入的背景下，通過機制創新、電力市場建設、儲能技術開發等方面的突破，新能源+儲能、火儲聯合調頻、負荷側儲能等市場才能真正形成成熟的商業模式，迎來儲能發揮其有效價值的時機。從長遠角度來看，隨著新能源比例逐步提高，其間歇性和不可控性的問題會對電網運行造成越來越大的壓力，新能源配套儲能將會成為剛需。在與新能源場站配合方面，從長期來看，電力系統應用儲能的驅動力是新能源大規模應用。

近中期來看，新能源+儲能市場發展空間較大，尤其是新能源消納空間受限的區域。這些區域的電網公司為了完成減少棄風棄光的企業政治使命，將會有較大的動力引導地方政府出臺相關市場機制、考核機制或者扶持政策，推動新能源電站將儲能作為標配；同時，這些區域的地方政府也將有較大的動力通過各種方式支持配套儲能系統建設，提高新能源消納能力，來帶動新能源產業的持續發展，從而更好地促進地方經濟的整體發展。