储能冰点

化学储能在开启国内市场元年之后，2019年并未迎来预期中的持续增长，恰恰相反，市场出现了断崖式下跌，行业进入冰点。在政策、安全、技术和成本的多重挑战之下，化学储能将走向何方？

（来源：微信公众号“能源杂志” ID：energymagazine作者：田甜）

“来自英国的订单持续不断，甚至1-2年后的项目也开始下单了。”张子峰向《能源》透露。

作为比亚迪电力科学院总工、储能业务负责人，他大多时候将注意力放在以英国为主的海外市场上。

官方信息显示，自2009年坪山1WM储能电站落成以来，比亚迪已在储能领域累积700MW的业绩，海外市场为主，其中英国以325MW的运行规模，占总量的近50%。

可以说，海外市场高额占比是张子峰从容的底气。而国内整个储能行业却因国网826文件滑入低迷境地。

2018年，电网侧储能如轰鸣引擎，拉动了储能市场爆发。当年，我国电化学储能市场累计装机规模达到1033.7兆瓦，首次突破GW级水平。也因此，2018年被视作储能市场元年。

行业乐观预计——2019年储能市场即将起势，此前行业已蛰伏10年。

出乎意料，2019年市场逆转。受国家连续要求降低工商业电价，以及储能不计入输配电成本等政策影响，国网下发826文件。

该文明确规定，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。

电网侧储能按下刹车键，同时，此前引领产业发展的用户侧储能也放缓脚步。

而两年多前，发改委、能源局联合下发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》后，各路资本和人马蜂拥而至，行业持续升温。

行业起落背后，是赤裸裸的现实——我国储能产业仍处于起步阶段，面临着安全、技术和成本等多重挑战，而在尚未完全市场化的电力体制下，越来越多的厂商开始海外淘金。

1行业遇冷

“大家都觉得2019年会大放异彩，但事与愿违，储能行业可能还没长大，就归于平庸了。”中天科技总经理缪永华对《能源》表示。

过去一年，中天科技储能业务遭遇高开低走的尴尬。2月25日，其以A股史上以储能为目标的最大融资事件高调开局。当天公告显示，公司拟发行不超过39.65亿元可转债，其中15.78亿元将用于投资950MWh分布式储能电站项目。

根据规划，中天科技将在集团下属10个厂区内建设储能电站，装机规模118.75MW，可储存电量950MWh。

但自第一季度完成上述项目的0.97%后，直到11月30日，进度仍停留在这一数据。

中天科技只是行业遇冷的一个缩影。来自中关村储能产业技术联盟（CNESA）最新数据显示，2019年前三季度，我国新增投运电化学储能项目装机规模达78.2MW，同比增长-59.6%。

这与预期相去甚远。此前，CNESA曾预测，到2019年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92GW，年增速89%。

乐观预期，来自2018年电网侧储能爆发式增长。当年，我国电化学储能新增投运规模0.6GW，同比增长414%。截至年底，累计装机规模达到1033.7兆瓦，首次突破了GW水平。因此，该年被视作储能市场元年。

在这轮热潮中，电网侧项目是市场增量的主要拉动者。CNESA提供的数据显示，2018年，在江苏、河南、湖南、浙江等地，电网侧化学储能新增投运达206.8MW，占全国新增投运规模的36%，位居储能各类应用之首。

除投运项目外，电网侧储能规划项目也甚为可观。去年3月，CNESA粗略统计近期规划及在建电网侧项目总规模超过1407.3MWh，涉及江苏、河南、湖南、青海、广东、甘肃等多个地区。

然而，一纸文件迅速改变了行业风向。4月，发改委发布《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》；5月，《办法》正式下发，明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”。

上述文件，对连续两年被要求降低工商业电价，全面推动转型的国网而言，无异于重大利空。

“实际上，4-5月份的时候，我们就知道了国网储能刹车的事情。5-6月份，几乎所有项目都停了。”缪永华回忆。

11月22日，国网发布826文件，靴子正式落地，意味着电网侧储能熄火，行业骤然降温。

对国网此举，业内多位人士表示，从长远看，国网退出储能市场有利于行业长远发展，因为国网在制定市场规则上掌握绝对话语权。如果其参与储能，就扮演了裁判员和运动员的双重角色，不利于公平竞争的市场规则的建立。

储能市场遇冷，另外一重因素是用户侧增长放缓，延续了2018年以来的态势。

用户侧储能是储能商业化应用最早的领域，背后的直接推动因素是2015年开启的新一轮电改。

该侧储能项目的主要收益来自峰谷差套利，主要集中在江苏、北京、广东、浙江等峰谷电价差较大的地区。

此前，诸多储能玩家淘金用户侧储能，其中最激进的当属南都电源。2018年的公开报道中，南都电源在短短两年内就拿下在运储能投运规模全国第一的铁王座。宁德时代、中天科技紧随其后。在CNESA的统计数据中，三者总装机量超1.1GWh。

然而，自2018年以来，用户侧储能降温。首先是国家先后两次要求一般工商业电价下调10%，峰谷套利空间收窄。同时，三星SDI、LG等储能巨头连续发生多起火灾和爆炸事故，安全隐患像阴影一样笼罩产业，业主或储能厂商对项目投建更加谨慎。

2起步阶段

“以国家电网和南都电源为代表的1-2个市场主体的行为，就对整个市场产生非常大的影响，这说明中国储能产业还处在起步阶段。”阳光电源国内储能销售事业部总经理陈志表示。

相比“寒冬”，他更愿意以“调整期”来形容眼下的状态。他表示，一是国网和南都电源的储能项目都还属于探索性、尝试性项目；二是原来的市场基数本来就低，所以才会出现电网和南都电源等市场主体经营策略调整带来的行业起伏。

储能还处在起步阶段，俞振华对此也深以为然。目前，他担任CNESA常务副理事长一职，而另一重身份是北京睿能世纪科技有限公司的合作创建人。

今年是他入行的第13个年头。“现在回过头来看，我对行业的预期还是过于乐观了。”其言下之意，是行业发展还不够理想。

衡量行业成熟度的关键指标之一是商业模式清晰而稳定。但目前来看，国内储能尚未找到清晰而稳定的盈利模式，行业充满不确定性。而其中最大的制约因素，就是国内缺乏付费补偿机制。“这就是为什么，大家说目前国内的电力市场不支持储能发展。”俞振华表示。

火电储能联合调频曾是睿能世纪探索的商业路径之一。俞振华表示，“当时中国没有海外的电力辅助服务市场，但是，我们发现在调频领域，存在一些区域性的政策，有按效果付费的政策。”

2011年-2013年，睿能世纪建成国内首个火电储能联合调频商业化项目——京能集团北京石景山热电厂2WM储能联合调频项目。

上述项目创造性地开辟了火储联合调频的细分领域。但是，该领域的持续盈利能力堪忧。

由于现有的调频辅助服务市场并没有完全市场化，还是单边市场，因此，在单个区域内，少量项目尚能盈利，但储能电站增多，平均收益快速下降，就会出现亏损，单个区域的市场总量有限。

此外，去年，华北能监局先后发布《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》、《内蒙古并网发电厂辅助服务管理实施细则》，对调频规则做了细微调整。有业内人士反馈，细则执行下来，火储联合调频补偿收益几近腰斩。

“以收益来衡量，调频辅助服务算是一个最好的应用领域。”俞振华表示。

同样，在国家连续两次要求降低一般工商业电价10%的政策下，用户侧储能的盈利空间也不断收窄。

以北京地区为例，其被视作“一类”储能开发市场。在北京，允许一般工商业用户选择执行大工业两部制电价，两部制电力用户可自愿选择按变压器容量、合同最大需量或实际最大需量缴纳基本电费。

而工商业用户采用大工业用户两部制电价执行之后，尖峰和低谷价差将减少至0.7元（1-10千伏），高峰和低谷价差将缩减至0.61元（1-10千伏）。

上述情况下，再考虑电池衰减、融资及运营成本等因素，单纯的峰谷价差套利已经难以回收投资成本。

“国内储能市场要想真正商业化，首要前提条件是电力市场的开放。”张子峰直言不讳。

相比而言，由于电力市场化，海外储能电站收益路径多样化。

据他透露，在英国，甚至出现过170多元人民币/千瓦时的尖峰电价。虽然尖峰电价一年也就半个小时左右。但由于电力市场成熟，独立的储能电站能够获得多重收益。

“用户侧盈利比较好的项目很少，更多是示范性项目。”缪永华透露，根据个人了解到的情况，能够盈利的项目有限，账算不过来。

事实上，这一轮储能热潮，锂电池的迅猛发展也起到一定催化作用。

在补贴刺激下，新能源汽车产业一路狂飙，上游锂电池产业也疯狂扩产，锂电池成本随之迅速下降。

在补贴退坡的大势下，动力电池出现过剩隐忧，而储能是一个合适的出口。在政策东风吹起后，大量锂电池厂商涌入储能产业。

“这不一定是好事情，导致动力电池过剩，有些揠苗助长的作用。”缪永华说。

俞振华也表示，补贴人为加速了锂电的发展。

“过去，我们不愿意称锂电为主流技术，更愿意称它为标杆技术。现有的锂电不是一个完美的解决方案，系统上存在需管控的安全风险。但是，它是储能各个技术路线中，性价比最优的路线。”他补充道。

3安全暗雷

盈利难之外，储能产业还面临着严峻的安全考验。

频发的安全事故像噩梦一样笼罩储能产业。公开报道中，从2017年起到2019年，全球储能产业一路领先的韩国，接连发生20多起火灾，涉事厂商主要为三星SDI和LG化学。

为此，韩国储能产业陷入半年停滞期，直到去年6月11日，韩国通商资源部公布调查结果。调查报告显示，火灾原因主要是来自于：电池保护系统不良、运营环境管理不良、安装疏忽、储能系统集成(EMS，PCS)不良等4种因素。

事实上，国内市场也发生过起火事故。一位不愿具名的业内人士透露，在火储联合调频领域领先的一家企业，也因为火灾事故而导致企业业务停滞。

由于本身具有化学属性，储能的安全隐患与生俱来。宁德时代副董事长黄世霖曾直言：“储能系统的安全可靠性是储能产业的生命线。”

储能涉及到电池、PCS、BMS、安全消防等多个问题，需要在对各方面问题充分了解的基础上，进行系统性规划。因此，储能是一项复杂的系统工程。

然而，由于处在起步阶段，产业尚未形成标准规范，储能电站的安全性主要来自厂商的探索。

“我们对安全的理解包含两方面，一方面是主动安全，另一方面是被动安全。”张子峰对《能源》表示。

据其介绍，主动安全是在项目设计时，考虑到关键点，及风险大的地方，然后对这些点专门设定，包括实时监控，如温度检测。如果检测到温度异常，会及时反馈到PCS，从而采取降功率等措施。被动安全则来自不同国家电网和消防法规要求。

锂电池龙头宁德时代也与德国莱茵TUV签署框架合作协议，双方将围绕电池、双方将围绕电池、储能系统、生产设备及生产过程展开全方位合作。

储能行业安全的另外一个隐患是，现在用于储能的电池，基本以动力电池为主，而新能源汽车和储能是完全不同的应用场景。

电动汽车追求高倍率、高能量密度、防震动等；电力储能则要求高安全、长寿命、低成本等，与动力电池技术研发路线不同。

电动汽车搭载几十个、几百个单体即能满足需求，而储能电站则是成百上千单体的体量。

一位从业人员透露，目前，很多储能设备并不具备测试环境，很多都是拿着单颗电芯以及单个模组的数据去评估系统的性能，而控制几十颗电芯与控制成千上万颗电芯的难度是呈数量级倍增的。

动力电池用于储能的另一问题，是储能项目的循环使用寿命无法保证。

相对于动力锂电池而言，储能锂电池对于日历使用寿命有更高的要求。新能源汽车的寿命一般在5-8年，而储能项目的寿命一般都希望大于10年。动力锂电池的循环次数寿命在1000-2000次，而储能锂电池的循环次数寿命一般要求能够大于3500次。

未来，动力电池和储能电池技术路线将会分开，行业对此已经形成共识。据了解，包括宁德时代、亿纬锂能、上海国轩新能源等企业已经在研发专用的储能电芯。

而阳光电源布局则更要早，2015年，阳光电源与三星SDI合作，成立了专门的储能电池生产线。

“虽然有企业已经专门针对储能电池去做开发和生产，但市场的整体情况不乐观。”陈志表示。

他指出，因为储能总体市场容量很小，企业单独留出一条生产线生产储能电池或者只做储能电池，可能面临产线开工不足，甚至不足以支撑公司运营的情况。“企业如何取舍，就看它对储能市场的看法和战略定位了。”

4低谷探路

低迷的市场环境下，企业由扩张转向内功修炼，而降本增效将是企业需要长期面对的课题之一。

在储能系统成本构成上，目前电池成本约占60%，PCS占比20%，BMS占比5%，EMS占比5%-10%，其它配件5%。

成本占比最大的电池，根据彭博新能源财经的报告，2019年，全球锂电池组的平均价格已经较2010年下降87%，低至156美元/千瓦时，中国锂电池组的平均价格最低，为147美元/千瓦时。

“电池降成本的路线已经很清晰，主要有规模化应用和技术进步两条路线。”俞振华表示，电池受限于材料行业，有自身的规律。该领域颠覆性技术是靠材料行业一点点的累积，以新的材料生产新的型号，往往是以五到十年为单位。

技术进步的情况下，电池的规模化应用备受期待。上述报告指出，锂离子电池制造业的学习速率为18%，也就是每当锂离子电池累计生产量翻一番时，锂离子电池价格会下降18%。

此前，俞振华曾与锂电厂商有过沟通，厂商认为仅依靠规模效益就能把储能整体系统的技术部分成本降到1.2元/千瓦时，这一数字同时也是CNESA投融资专委会认为的大规模社会资金对用户侧项目的投资拐点。要实现这个成本目标，厂商的单条生产线，要有一个每年GWH级的生产需求。

“储能就差最后一脚，大家呼吁政策推动一下，初始量起来的话，成本就可以降下去，实现闭环发展。”俞振华表示。

此外，处在粗放发展阶段的储能，PCS、PACK、供应链管理、系统集成设计等方面也还有很大下降空间。

同时，成本也是一种综合考量。提升系统的循环寿命和效率也是一种变相的成本下降，安全也是成本的一部分。

储能同样面临着非技术成本的挑战。如融资的财务成本，以及灰色成本。据张子峰透露，在国内某个电网侧项目的招标过程中，业主方曾以“科研经费”的名义索要回扣。

国内市场遇冷，越来越多的厂商开始将目光转向海外。业内人士预测，国内储能产业或将复制光伏产业发展路径，国内生产，国外销售径。

“从发展早期来看，储能成本较高，而且又非刚性需求，大家都把储能看作一个能源奢侈品，但在电力体制市场化程度较高的国家，储能发展空间更大。”陈志表示。

据其介绍，依靠阳光电源多年的国际化的耕耘，目前海外储能业务已经占到阳光电源储能业务的70%。

事实上，包括宁德时代、科陆电子、派能电池、圣阳电源等在内的其他大批厂商，也已经将触角延伸至海外。

根据（CNESA）统计显示，韩国、英国、美国、澳大利亚、德国、日本等是全球储能版图的主要塑造者。连同中国在内，七个国家的装机规模合计占全球新增规模的近94%。

上述发达国家除外，国内储能厂商也开始在巴西、印度等电力需求旺盛的新兴国家寻找机会。

但是，不同于国内光伏行业引领世界发展的产业格局，储能出海将要面临更为严峻的挑战。

首先，国际储能市场上，中国企业要面对的都是一些重量级玩家，如三星、LG和松下等，包括壳牌、特斯拉、Fluence等也展现出勃勃野心。

其次，发达国家要求严苛，安全门槛高，同时，不同国家的安全标准和电网接入标准不同，需要企业投入大量财力人力研究。

第三，竞争力比较上，在系统集成这一储能价值高点，我国储能厂商还比较薄弱。而最为突出的性价比优势，也有韩国三星、LG等步步紧逼。

“出海已经成为趋势，大家都在往外走，但成功走出去的特别少。”陈志表示。

行业由热入冷，一定程度上促进了产业的理性发展。“炒得太厉害有时候对产业有伤害。”CNESA监事长张静此前在公开场合表示。

事实上，上一轮热潮中，频发劣币驱逐良币的情况。在多次竞标过程中，陈志常会遇到项目报价差价巨大的情况，有的厂商甚至为了拿下项目，不惜以低于成本价的价格竞标。

对此，陈志表示，在储能电站投资收益有限的情况下，投资者不能唯价格是论。一些厂商使用库存动力电池来做储能，在行业中已是公开的秘密。

业主也曾向本刊反馈，同一个项目，有的报价5000多万，有的报价3000多万。而业主也无法有效评估方案的合理性。

产业发展初期，由于市场处于培育阶段，标准缺失，透明度低，草莽丛生的局面也在情理之中。但陈志强调，“这个行业挣不了快钱，也不是一锤子买卖。”