储能2019 在冷暖之间

2019年上半年我国电化学储能项目装机新增规模为116.9MW，同比增长-4.2%；而在三季度，新增装机规模为78.2MW，同比增长-59.6%

□ 本报记者 朱 黎

严冬时节，寒意阵阵。对储能产业来说，这个冬天“有点冷”。

“电网侧”降温，激励机制有待完善。多位业内人士对记者坦言，当前国内储能市场“确实面临瓶颈”。

寒风中也有暖流涌动，“隔墙售电”“发电侧”等新兴领域崛起，增强了行业信心。

2020年，储能产业将如何拥抱春天，值得期待。

冷静面对起步阶段

2019年的储能市场冷静了。

据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计数据显示，2019年储能市场进入减速调整期，2019年上半年我国电化学储能项目装机新增规模为116.9MW，同比增长-4.2%，而在三季度，新增装机规模为78.2MW，同比增长-59.6%。形成鲜明对比的是，2018年的新增装机年增长率为464.4%。

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳日前在相关行业论坛上指出，储能作为一个新兴产业，发展过程中遇到的技术、安全、机制等问题，要客观看待，任何新生事物的发展不可能一帆风顺，经过各方共同努力、扎实工作和精心培育，储能产业必将迎来崭新的发展阶段。

“储能产业仍处于起步阶段，已发现的机会点，远远少于未发现的，还有大量应用场景等待发掘。”阳光电源副总裁程程对记者表示。

开拓新兴领域，挖掘应用价值，政策引导必不可少。

近日，江苏省能源监管办、江苏省发改委陆续发布了《关于进一步促进新能源并网消纳有关意见的通知》《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，正式在江苏省内开启隔墙售电，鼓励发电企业在电源测配置储能设施，支持储能项目参与电力辅助服务市场。

在浙江正泰新能源开发有限公司总裁陆川看来，隔墙售电不仅将促进分布式光伏实现“加速跑”，也让储能拥有了更大的发挥空间。

“现在部分工商业园区一年内只有几天达到最大负荷，大部分时间是空闲的。如果有储能调频调峰，园区内又能形成自己的电价，且该价格可以找到平衡点，介于标杆电价、市场化电价之间的中位数，是比较好的推广方式。”陆川分析说。

发电侧收益亟待厘清

2019年，“电网侧储能”是当之无愧的行业热议年度关键词。

5月底，国家发改委、国家能源局正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确指出抽水蓄能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本。此外，租赁期满后，用户无偿移交的储能设施，其折旧费也不得计入输配电定价成本。

程程对记者分析说，未来两年，国内市场的机会的确不在电网侧，但没有必要过度关注。在未来能源结构中，储能必不可少，现阶段降低成本更为关键。

“这是循序渐进的过程，成本降低会拓展更多的应用空间，促进上下游资源整合，从而达到成本优化和技术进步的目标。”

陆川与程程都认为，发展发电侧储，将成为“十四五”期间行业的主要方向。

陆川认为，确立价格机制尤为重要。特别是可再生能源接入电网时，需要明确电能输出质量的技术标准，光伏企业在竞价时自然会将储能成本考虑其中。“发电侧在增加储能时，若是没有额外的电价机制无法实施。所以应在规划中对相应接入或对电网公司出台标准。竞价也会满足这种技术标准。”

近两年，山东省等调峰压力较大的省份，出台了相关政策，鼓励光伏电站配置储能设施，发电侧市场逐渐兴起。

“市场会发现，新能源与储能结合的场景会优先有大规模应用。”程程表示。

值得注意的是，备受期待的发电侧储能在今年同样遭遇了“低温”考验。

12月初，新疆发改委撤销了31个发电侧光伏储能联合运行试点项目，仅有5个项目得到保留。

“很多光伏电站都有意向，可是大家不知道怎么计算自己配置储能的投资收益情况，最后申报的比较少。”国能日新科技股份有限公司副总经理范华云表示。

那么，在发电侧，储能投资的这笔收益账究竟应该怎么算？投资的临界点又在哪里？

“实际上这些厂站是具备效益的。”范华云表示，综合分析弃风弃光、考核罚款、电力交易等收入影响因素，不难发现储能可以帮助电场提高收益，投资的“临界点已经到了”。尤其在西北地区，让储能为多个场站服务“明显效益更高”。组合储能、共享储能将成为储能市场下一个增长发力点。

国网翼北电力有限公司电力科学研究院所长刘辉建议，如果新能源厂站配置储能，应考虑移峰、二次调频（调压）、主动支撑等综合应用模式，“新能源侧需要多类型储能协调。”