电化学储能亟待穿透市场迷雾

“2019年，我国电化学储能新增投运规模出现回落，同比下降6.7%。”中关村储能产业技术联盟（CNESA）日前发布的统计数据显示，我国电化学储能在经历爆发式增长之后，开始进入理性调整期。

业内分析认为，当前，电化学储能面临的最核心问题仍然是项目的盈利能力不足，而这需要市场机制完善、价格机制调整、技术创新和相关政策的大力支持。

电化学储能市场回归理性

中关村储能技术联盟的数据显示，2018年，电化学储能以175.2%的增幅实现爆发式增长，2019年，电化学储能项目装机量为1709.6MW，同比增长59.4%，增幅开始回落。

针对市场增幅下降，国家发改委能源研究所副研究员刘坚认为，电网企业投资是2018年储能市场的重要驱动因素，但2019年国家发改委输配电价监审办法中明确储能投资不得纳入输配电价定价成本，这直接影响了电网企业储能投资积极性，也导致全年储能装机量增速放缓。

梧桐树资本新能源新材料产业投资基金投资总监张大鹏表示，现阶段制约行业发展的核心制约因素有两个：一方面，各应用场景发展不及预期；另一方面，储能计入输配电价预计落空，国网暂停电化学储能项目建设。

“总体而言，还是储能资产的商业价值有待进一步深挖的问题。目前主要的商业模式仅有合同能源管理，且各地电力辅助服务市场还在发展初期，服务价格机制存在一定波动，导致电化学储能项目回报周期存在一定不确定性，这些因素都会增加投资人对储能资产能否达到预期回报的担忧，最终影响投资积极性。”张大鹏说。

中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬分析认为，电化学储能市场经历2018年的高速增长后开始回归理性。究其原因，一方面，是电网侧储能“踩了刹车”，导致电网侧储能增速放缓，另一方面，是电源侧和用户侧储能的收益机制尚未捋顺。从本质上看，最核心的问题仍然是储能商业化运行的市场机制与环境尚未确立，包括：储能身份问题尚未完全解决、反映储能价值的市场价格与补偿机制还存在缺失、安全消防标准不够完善等。

新能源配储盈利模式是关键

2019年，市场虽然回归理性，但在所有的电化学储能新增量中，广东调频项目、江苏用户侧项目占据很大比例。刘坚指出，当前，储能参与调频辅助服务的收益高、回收期短，预计今年调频储能项目仍将保持增长。此外，随着电池成本的持续下降，用户侧储能市场仍有巨大发展空间。

张大鹏认为，相较于其他省份，广东省和江苏省的储能项目增长快主要受益于地方调频服务收益良好、峰谷差价较高，项目回报周期短等商业因素。而电化学储能的未来发展，则在于积累可复制的商业模式及项目集成实施经验。

针对当前各地大力推广的的新能源配电化学储能模式，张大鹏解释道，“主要还是出于消纳可再生能源，解决弃风弃电的目的。从项目实际落地角度来看，短期内会增加风光电价成本，如果没有相应政策，很容易影响企业的积极性。但是，从另一个角度看，这一措施也反映了政府对推进新能源+储能的积极性及对解决弃风弃光问题的决心，同时对储能行业释放出积极信号，未来，必会倒逼行业上游产业链加快产品打磨，并推动进一步成本下降。”

岳芬表示，更应该明确的是，新能源项目配置储能后的收益问题，如：如何最大化发挥储能的价值，使储能不仅仅获得有限的弃电收入，也能通过参与辅助服务市场，获得更多收益；服务成本如何向用户传导，真正做到“谁受益谁付费”；这是新能源电站配置储能能否长效的关键。

明确市场定位才能持续发展

业内认为，今年电化学储能行业政策环境总体向好，国家及地方政府的支持力度持续加码；市场应用场景主要包括：辅助调频、应急调峰及用户侧峰谷电价管理等。

张大鹏指出，从行业自身角度来看，未来，电化学储能行业应继续提升系统性价比及安全性，尽快完善行业标准体系，做好建设规划、投资运营、回收利用等全流程管理；从政府及市场环境角度来看，建议各地尽快完善电力辅助服务交易市场，在总结前期发展经验基础上，完善服务价格机制，促使行业通过辅助服务市场最大程度实现商业价值。

当前，电化学储能发展仍面临政策障碍，针对传统发用电资源的机制设计和监管方式已越来越无法充分适应储能大规模发展的需求。刘坚表示，首先，当务之急要明确储能市场定位，在基金附加、电价税率、输配电费等方面，储能充放电应与一般发用电资源有所区分。其次，要改进储能监管方式，应根据储能所实现的具体功能对其进行监管，而非从资产属性角度实行一刀切。同时，要引导储能多重应用，打通终端储能参与上游电力市场的渠道，实现储能不同功能的价值叠加。

岳芬认为，应允许储能参与各类细分电力市场交易，解决储能在各类细分市场的准入、并网、调度以及交易的身份问题，同时遵循按效果付费的基本原则，加快制定安全标准、确立回收工作机制，形成产业链闭环，减少未来环境负担，应鼓励有条件的地区，结合自身情况，对储能给予一定的补贴或优惠政策。