国内储能市场发展现状及趋势分析

张 军，张 伟，曹凌捷，王伊晓，马喜平，沈渭程，梁有珍

(1.国网甘肃省电力公司，甘肃 兰州 730070；2.上海电力设计院有限公司，上海 200025；3.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃 兰州 730070)

2019年5月24日，国家发改委印发了新版的《输配电定价成本监审办法》，规定“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本；11月22日，国家电网公司印发了《关于进一步严格控制电网投资的通知》(国家电网办〔2019〕826号)，明确在未来一段时间内，国网公司“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”。

根据(中关村储能产业技术联盟CNESA)数据统计，截至2019年底，我国电化学储能累计装机规模为1 591.7 MW，2019年新增投运电化学储能项目装机规模为519 MW，同比增长-24%。我国投运电化学储能项目的累计装机规模如图1所示。从图1中可以看出，2019年增速放缓趋势明显，在经历了高速增长之后，行业进入了调整期。

发改委和国网公司两个文件的发布对快速布局的电网侧储能造成了极大影响；电改政策意外造成峰谷价差缩小的情况也在动摇负荷侧储能商业模式根基；而电源侧虽然火储市场和新能源+储能市场表现活跃但仍然面临风险和发展制约。目前储能市场似乎在各个方面都遇到了发展阻力，使得储能市场发展方向变得扑朔迷离。通过对近年来电源侧、电网侧、负荷侧储能市场的发展情况及相关政策进行梳理分析，从而提出储能市场未来发展的重点方向。

1 电源侧发展情况分析

目前，储能技术在电源侧的应用主要集中在两个方面：一是与火电厂一起参与调频辅助服务，降低火电厂被两个细则考核的损失；二是与新能源场站配合，减少弃电损失，改善出力特性。

1.1 火电厂联合调频

目前调频辅助服务市场盈利表现较强。但由于该市场总体空间有限，并且该市场属于零和博弈市场，较强的盈利通常伴随着较大的风险。该市场存在的问题主要表现为以下几个方面。

(1)储能系统集成商和项目开发商等厂家和资本争相进入，价格战愈演愈烈，导致项目的投资回报周期逐渐延长[1]。

(2)目前有些发电厂开始要求项目方分摊调频补偿费用，进一步降低了项目的收益，加剧了企业投资风险。

(3)政策的变化导致了投资收益的不确定性，如山西2017年曾连续下调了调频市场的报价范围，蒙西电网2019年修订了“两个细则”中AGC调节补偿系数等，这些政策的变化都对项目的收益产生了影响。

(4)储能电池本身的品质和储能电站的设计存在缺陷，如一些项目对电池调用过于频繁，致使电池衰减得过快，而电池本身充放值也未达到理论数据，以至某些电站未达到设计寿命就需大规模更换。这种情况意味着原先设计的全周期投资收益逻辑完全不能成立[2]。

1.2 新能源+储能

“新能源+储能”模式的盈利主要来源于增加的新能源消纳收益及降低的弃风弃光考核费用等。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区。供求关系导致新能源消纳上存在矛盾。我国弃光、弃风率长期维持在4%以上，仅2018年弃风弃光量合计超过300亿kWh。目前“新能源+储能”模式最主要的问题在于收益模式的模糊和利益分配机制尚不明晰，且储能成本的下降速度和应用场景的收益曲线也还没有实现全面契合。如果要获得良好的收益：一是，要尽可能选择享受较高补贴的新能源电站，利用补贴分摊一部分储能设施建设费用；二是，要选择储能设施利用率较高的新能源电站，即电站所在地区弃风弃光特性均匀分布在全年。半年弃、半年不弃等不均匀的分布特性则会降低储能设施利用率，减少收益[3]。从长远角度来看，随着新能源比例逐步提高，其间歇性以及不可控性的问题会对电网运行造成越来越大的压力，新能源配套储能将会成为刚需。2020年3月，国网综合能源服务集团和宁德时代合资成立了新疆国网时代储能发展有限公司，主营业务为储能项目投资建设运营。新疆曾是全国首个开展光伏储能联合运行试点的省份。选择在新疆成立合资公司也证明了国内两大行业巨头对新能源+储能的市场看好。

2 电网侧发展情况分析

2018年，电网侧电化学储能新增投运规模达206.8 MW，占据2018年全国新增投运电化学储能规模的36%。2019年，电网侧电化学储能新增投运规模达114.2 MW，占据2019年全国新增投运电化学储能规模的22%。2018年电网侧储能规模的爆发主要得益于江苏、河南、湖南、甘肃以及浙江等省电网公司相继发布百兆瓦级储能项目的采购需求。2019年随着发改委和国网公司两个文件的发布，对快速布局的电网侧储能造成了极大影响。从政府角度而言，电网侧储能建设缺乏科学有效的监管和规划，难以判断项目替代输配电投资或延缓输配电网升级改造的效果，无法保障投资的合理性，可能造成过度投资，所以需要采取措施抑制企业的投资冲动。从国网公司角度而言，受电改政策和宏观经济下行的影响，电网业务收益率大幅下降，企业亏损面持续扩大，投资能力不断降低，而电网侧储能商业模式不清晰，且电储能设施的成本费用不能计入输配电定价成本，出于公司经营发展的考虑，因此需要严控电网投资规模，暂停电网侧电储能设施的建设。但由于储能对于中国能源转型具有战略意义，且电网侧储能在调峰、调频、黑启动、提高系统安全稳定保障能力等方面确实可发挥巨大作用。因此，从长远发展的角度上看：一方面，如果能对电网侧储能设施建设采取科学有效的监管和审核，未来政府可能逐步放开相关政策，允许其进入输配电成本；另一方面，随着电改的深入和电力市场建设的完善，社会资本可能有机会参与投资电网侧储能设施建设。社会资本的引入也将更有利于建立公平的市场机制。同时，如何构建更为合理的商业模式和交易平台,诸如青海共享储能模式等，也是影响未来电网侧储能发展的关键因素。

3 负荷侧发展情况分析

储能技术在负荷侧的应用主要通过峰谷套利模式获取收益。峰谷价差的变动将对负荷侧储能产生重要影响。

2018年3月5日的政府工作报告中明确提出，大幅降低企业非税负担，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。2019年，政府工作报告要求一般工商业平均电价再次降低10%。

以储能应用拓展方面走在全国前列的江苏为例，截至2018年底，共计下调一般工商业电价4次，每次调价后峰谷价差均在缩小。江苏省一般工商业峰谷价差走势如图2所示。

依靠峰谷价差为核心建立投资收益模型，理论上认为0.7元/kWh的峰谷价差是负荷侧储能套利的一个门槛[4]。但用户负荷曲线与当地峰谷时段不一定完全契合，因此峰谷价差收益往往达不到理想收益。由于电池寿命、并网管理等多重因素的影响，实际运营成本也常在估算之外。因此，市场上真正可操作的负荷侧项目并不多，已经建成的一些项目收益也并不如预期。

综合来看，全国多数地区峰谷价差出现了缩小。一旦储能系统成本下降速度及幅度不能与峰谷价差缩小程度匹配的话，峰谷价差套利模式的负荷侧储能项目将会受到较大影响，而峰谷价差套利作为负荷侧储能项目的重要模式，势必也将会影响整个市场。因此，负荷侧储能市场若要走出困境，一方面需要储能成本的进一步下降，另一方面还需要电力需求侧响应和虚拟电厂、电力现货市场等市场机制进一步完善[5]。

4 重点发展方向分析

从长远角度来看，随着新能源比例逐步提高，其间歇性以及不可控性的问题会对电网运行造成越来越大的压力，新能源配套储能将会成为刚需。近中期来看，新能源+储能市场空间较大的区域，应是新能源资源较好，但目前消纳空间受限的区域。这些区域的电网公司为了完成减少弃风、弃光的企业政治使命，将会有较大的动力引导地方政府出台相关市场机制、考核机制或者扶持政策，推动新能源电站将储能作为标配；同时，这些区域的地方政府也将有较大的动力通过各种方式支持配套储能系统建设，提高新能源消纳能力，来带动新能源产业的持续发展，从而更好地促进地方经济的整体发展。

2018年，全国弃风电量277亿kWh，弃风率为7%；全国弃光电量55亿kWh，弃光率为3%。新疆、甘肃、内蒙古三省弃风弃光仍较严重，是目前解决新能源消纳问题的关键地区[6]。2018年全国各地区弃风、弃光率情况分别如表1和表2所示。

表1 2018年全国各地区弃风率情况 %

表2 2018年全国各地区弃光率情况 %

根据国家电网公司的相关测算，未来三年，在未采取额外措施的情况下，“三北”地区新增风电消纳空间约0.39亿kW，中东部和南方地区新增风电消纳空间约0.91亿kW；完成“十三五”规划提出的火电灵活性改造等措施后，“三北”地区新增风电消纳空间约0.87亿kW，中东部和南方地区新增风电消纳空间约0.92亿kW。未来三年，在未采取额外措施的情况下，“三北”地区新增光伏消纳空间约0.50亿kW，中东部和南方地区新增光伏消纳空间约1.58亿kW；完成“十三五”规划提出的火电灵活性改造等措施后，“三北”地区新增光伏消纳空间约1.26亿kW，中东部和南方地区新增光伏消纳空间约1.60亿kW。

由此可见，通过火电灵活改造等可提升新能源消纳空间的措施，三北地区未来的新能源消纳空间将得到明显提升。而新能源+储能的模式可以完全达到火电灵活性改造产生的效果，因此新能源+储能模式对于提升新能源消纳空间而言也是一种非常有效的解决方案，电网公司和地方政府将很有可能推动新能源+储能逐步成为标配。若将来新能源全面评价上网，最大程度提高储能利用效率，缩短成本回收周期，共享储能的建设模式或将成为重点发展方向。

具体而言，2018年弃风率高于5%的省市有新疆(22.9%)、甘肃(19.0%)、内蒙古(10.3%)、吉林(6.8%)以及河北(5.2%)；弃光率高于3%的省市有西藏(43.6%)、新疆(15.3%)、甘肃(9.8%)、陕西(5.5%)、青海(4.7%)以及宁夏(4.1%)。这些地区都存在较大的新能源消纳问题，可作为未来储能市场关注的重点区域。

5 结语

在电网侧，由于发改委和国网公司两个文件的发布，短期内电网侧储能市场进入了调整期。从中长期来看，电网侧储能的发展需要依靠政策环境、市场机制和电力市场不断地建设和完善。

在电源侧，部分地方火电厂联合调频市场目前十分活跃，但仍存在一定风险。从长期来看，新能源的大规模应用将成为储能发展的强大驱动力，新能源+储能的模式从长远来看具备较好的发展前景。

在负荷侧，由于峰谷价差的缩小，短期内负荷侧储能市场或将进入调整期。负荷侧储能市场的发展一方面需要等待储能成本的进一步下降，另一方面还需要电力需求侧响应和虚拟电厂、电力现货市场等市场机制进一步完善。

在未来高比例可再生能源接入的背景下，通过机制创新、电力市场建设、储能技术开发等方面的突破，新能源+储能、火储联合调频、负荷侧储能等市场才能真正形成成熟的商业模式，迎来储能发挥其有效价值的时机。从长远角度来看，随着新能源比例逐步提高，其间歇性和不可控性的问题会对电网运行造成越来越大的压力，新能源配套储能将会成为刚需。在与新能源场站配合方面，从长期来看，电力系统应用储能的驱动力是新能源大规模应用。

近中期来看，新能源+储能市场发展空间较大，尤其是新能源消纳空间受限的区域。这些区域的电网公司为了完成减少弃风弃光的企业政治使命，将会有较大的动力引导地方政府出台相关市场机制、考核机制或者扶持政策，推动新能源电站将储能作为标配；同时，这些区域的地方政府也将有较大的动力通过各种方式支持配套储能系统建设，提高新能源消纳能力，来带动新能源产业的持续发展，从而更好地促进地方经济的整体发展。