中国储能将进入GW时代！单纯利用峰谷电价差获利难以维继！
编辑| 国际能源网 /储能头条 林雨潇
写在开头
中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）自2010年起开展全球储能项目数据统计、全球储能市场追踪以及中国储能产业推动以来，至今有已经九年的时间。这期间CNESA见证了美国、德国、英国、澳大利亚、韩国、中国等市场的崛起，在羡慕别国拥有成熟电力市场的情况下还能收获储能项目安装补贴、税收减免政策、以及其他可再生能源政策“照顾”的同时，也焦灼于中国储能市场一直处于“外热内冷”“步步坎坷”的艰辛状态，不仅市场规模徘徊在“MWh”阶段，源网荷任一领域的盈利模式也始终未能清晰与稳定。
2018年，在电网侧储能大规模爆发的带动下，储能市场呈现转机。CNESA认为，目前这个阶段非常关键，在可再生能源没有出现“阶跃式”发展之前以及电力市场化改革刚起步的阶段，未来1-2年储能的发展路径对市场格局重塑发挥着至关重要的作用。目前储能产业正站在“十字路口”，在“冰”与“火”的裹挟中走向何方，需要每一位储能人的深思和努力。
中国市场进入“GW/GWh”时代
2018年，在所有人都未曾预期到的情况下，电网侧储能应用规模爆发，将中国储能市场送入“GW/GWh”时代。据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，2018年中国累计投运电化学储能项目规模为1018.5MW/2912.3MWh，是去年累计总规模的2.6倍。截至2018年底，全球累计投运电化学储能装机规模达到4868.3MW/10739.2MWh，功率规模同比增长65%，发展提速。值得注意的是，2018年一些新兴市场的崛起推动了全球电化学储能市场的快速发展，除了中国，韩国在多项政策的激励下，储能市场高昂奋进，夺得全球储能市场规模的“头把交椅”。
图1:截止到2018年中国电化学储能投运项目累计规模（MW）
电网侧储能项目激增
2018年，“电网侧储能”当数中国储能产业发展的“关键词”。根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模226.8MW，占2018年全国新增电化学储能投运规模的40%，占各类储能应用之首。
电网侧储能规模的爆发是偶然，也是必然。江苏率先发布百兆瓦级储能项目招标的起因固然是火电机组退役、夏季高峰用电以及高层推动等多个偶然因素碰撞的结果，但电网公司的兴趣被全面激发则存在必然性。从2011年张北风光储输示范项目开始，电网公司从未停止对储能技术路线、应用场景以及模式的探索。
2018年，江苏、河南、湖南、甘肃以及浙江等省网公司都相继发布了百MW级储能项目的采购需求（如表1所示）；在中关村储能联盟去年11月在南京召开的电网侧储能项目大会上，有多家的省网公司向联盟表达对建设电网侧储能的意愿，根据联盟的初步统计，近期规划/在建的电网侧电化学储能总规模已经超过1407.3MWh。而随着国家电网总经理寇伟的上任和国网1号文的发布，电网侧储能的发展有了进一步的方向性指导，预计未来1-2年电网侧储能还将迎来跨越式的发展。
在技术上，由于目前尚没有专门针对电力系统用储能系统定义的参数或开发专用储能产品，传统的（动力电池的）测试评价体系不能客观反映电力系统对电池技术的真实性能参数要求，随着首批电网侧储能项目投运以及相关测试评价体系的完善，未来电网侧储能项目的招标有望在总结经验的基础上，提出更明确的技术门槛和需求，带动储能系统不断改进和完善自身性能。
在运营模式上，目前国内电网侧储能项目大多引入第三方主体（电网系统内企业）作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。作为运营方，电网已经开始关注储能的多重价值实现，有利于倒逼储能各类管理与价格机制的建立和完善。
在市场机制上，国际市场中，由于各国电力市场结构以及电力市场自由化程度的不同，对电网公司拥有储能资产存在争议。我国正处于电力市场改革的起步阶段，电网侧储能项目的投运有助于探索和明确储能的属性，界定各个市场角色的界限，保证“过渡期”的充分有效竞争，使储能的应用与电力市场化应用高度融合。
机遇与挑战并存
作为最早出现商业模式的市场，全球范围内调频辅助服务领域的储能应用进展不大，已开发市场的“天花板”效应已经显现。
相比国外，国内储能应用于调频辅助服务领域“机遇”与“挑战”并存。
从“机遇”来看，在电改的大背景下，东北、福建、甘肃、新疆、山西、宁厦、京津唐、广东、安徽、河南、华北、华东、西北等地区都相继出台了辅助服务市场相关文件，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰、调频辅助服务。
从实际效果来看，除了为业内熟知的山西“按调频里程和调频性能补偿机制”对储能的推动作用显著外，广东省也在新设计的调频市场规则中，合理地借鉴了华北调频补偿机制以及美国PJM的市场规则，即放弃原有依电量结算的方式，采用按照调节里程加调节性能计算补偿的方式，极大地促进了储能进入广东调频市场。从2017年年底模拟运行阶段的调频市场规则颁布后，广东省内发电企业已经签订了6个火储联合调频项目合同。
全球最大预装式模块化集装箱变电站储能项目
160MWh镇江飞达集团中冶东方变电站智慧储能电站
从“挑战”来看，一方面、政策的推动带动了国内众多企业进入储能调频市场，除睿能、科陆等企业外，欣旺达、海博思创、万克、北控、智中、华泰慧能、道威储能和智光电气等储能系统集成商和项目开发商也在积极部署调频储能市场。众多的竞争者在有“天花板”的市场中，无疑会导致市场竞争异常惨烈。2018年，储能运营商和业主单位的分成比例不断下降，从“8:2”跌至“5:5”，在有限的盈利空间中，价格战愈演愈烈。另一方面，尽管公布的“火储”项目不少，但真正投运的却屈指可数，消防安全标准的缺失，也是横在所有储能调频项目面前的一道“鸿沟”。
2018年，“电池热管理”方面的研究与测试、灭火材料与设备的研发，以及消防标准的制定等均是业界对提升电池安全管控的工作的体现。中关村储能联盟联合会员企业制定的两项团体标准正在征求意见，标准发布后将有助于推动更多项目的落地。
最后，在向“辅助服务市场”过渡的过程中，竞价模式下初期市场价格竞争激烈，调频补偿价格不断下降，储能调频项目的投资风险日趋加大。而储能参与调峰、备用等服务的机制尚未理顺，尽管东北、新疆、福建、甘肃、安徽等地区对于作为独立市场主体的电储能调峰交易，提出了容量配置要求，江苏也明确提出储能可参与深度调峰，并计划设计补偿规则，但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定，短期内成为了储能实现多重价值叠加的障碍。
针对上述障碍，呼吁相关部门（1）尽快明晰电力现货市场中辅助服务交易机制的设定原则及相应机制的实施过渡路线图；（2）建立能够切实体现“谁受益、谁付费”的基本原则，逐步向用户侧传导的可持续的市场化长效机制，降低规则调整带来的政策风险；（3）允许储能参与多类服务交易，充分发挥储能多重“功用”的特点，实现价值叠加，避免单一应用市场日趋饱和以及价格降低带来的市场风险。
新能源加储能还需要哪些助力 ？
尽管新能源的发展是电力系统应用储能的重要原因，但在国内二者的关联却始终不够密切。国内新能源场站配置储能的案例不多，去除个别风储示范项目，其他基本是上网电价较高的“老大”型光伏场站为了解决弃光问题而建的项目。2018年，随着新能源平价上网政策的推进，建立在“解决弃电”基础上的盈利模式将失去优势，未来还需探索新能源场站加储能的更多价值。
参考国外，在新能源比例日趋增高的情况下，电网对于不同性能的新能源发电机组的考核与奖惩也会日趋差异化。发电更稳定或者“信用度”更高的新能源机组会获得更高的上网价格，或者减少更多的“罚款”。
南方电网首个兆瓦级储能电站
令产业期待的是，国内西北新版“两个细则”遵循了这个思路。尽管在现阶段，相对其他替代性方案储能成本较高、且缺乏其他获益渠道段，单靠避免罚款，无法给予新能源发电商安装储能的足够动力。但未来，相信随着辅助服务市场建设工作的不断推进，政策制定者将会在考虑新能源加储能的联合体电站优越性的同时，鼓励其参与电力市场交易和辅助服务，发挥联合电站带来的多重价值，并明确储能服务电价，给予其合理补偿。
用户侧储能市场内外两重天
2018年，海外用户侧储能市场依旧活跃。除了美国、澳大利亚、德国、，加拿大安大略省、韩国、意大利等成为2018年新晋热点市场，成为全球储能产品供应商争夺的新战场。而英国家用储能市场也被认为会在2019年出现爆发式发展，故而也受到颇多关注。
对比国外用户侧储能的蓬勃发展，此前一直引领中国储能产业发展的用户侧储能则在2018年放缓。
先是国家推行降价减负，各地落实政策后，部分地区峰谷价差缩小。如全国“一类”储能开发市场——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），单纯利用储能系统进行峰谷价差套利的收益模式已难以为继。
再是由于业主或相关消防机构对商业楼宇中，尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险的担忧，以及相关消防安全标准的缺失，导致一批商业储能项目无限期延迟。2018年的用户侧储能市场似乎走的格外艰难。
新经济形势下，政策导向关乎大局，政策的变化和市场的调整触动着储能从业者的神经，现有技术成本下的规模化应用确有一定投资风险。但从项目开发商角度出发，储能是综合能源服务中的一类技术支撑，开放电力市场下仍存在潜在价值收益，而用户是实现服务增值的基础，扩展可实现的综合能源服务内容是未来绑定用户的关键。但也要从整个能源变革和市场开放的角度出发，做全面设计和考虑，避免一方激励下所造成的他方抑制。未来，相关地方政府部门还需要进一步落实绿色电价机制的实施，面向各类主体推行峰谷电价，以反映电力供需实际情况，引导用户科学合理用电。
成为推动能源发展的生力军
2018年，中国储能市场经历着“冰”与“火”的双重洗礼。电网侧储能的爆发为整个市场注入了新的活力，不仅带来了新的增长点，还推动着储能技术成本的降低以及技术方向朝着更融合电力系统的方向发展，同时也将中国储能应用带入全球视野。但同时，市场机制建设和政策驱动力显著落后于产业应用的速度，电网侧倒逼下的输配电价核定机制还需要充分体现市场竞争和公平性、辅助服务市场规则和长效机制缺乏保障、用户侧价格机制的不确定性导致投资风险提高等问题都逐渐显现，关乎着储能产业的短期利益和长期生存，并迫切需要得到合理的疏导与解决。
经过短短十多年的发展，储能产业的快速进步有目共睹，储能的发展也不会是一蹴而就。对可再生能源和新一代电力系统的支撑是储能的天然使命，也是其快速发展的基础。我们有理由相信，在我国能源政策的大背景下，在产、学、研、用和政府职能部门多方的共同努力下，储能产业必将突破“艰难困苦”的考验，成为推动我国能源发展的一支生力军。
（本文作者：中关村储能联盟秘书长 刘为）
来源：中关村储能联盟
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用户侧储能还有哪些问题？
节省用电成本的方法有很多种，选择用户侧储能的企业正在不断增多。但用户侧储能，不仅仅是节约电费。利用峰谷电价差在谷时充电峰时放电，只是用户侧储能的“常规动作”。除此之外，储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应等，从而发挥多重价值。
2017年国家发改委、国家能源局批准28个新能源微网示范项目，其中规划新增电储能装机超过150MW。而国内首个“增量配电网+储能”项目也已经在江苏省诞生。根据辅助服务领域的改革方向，未来用户也将成为这一领域市场参与主体，储能在调峰等品种上大有用武之地。
目前用户侧储能收益主要来自于峰谷电价差套利，因为大多数项目分布在峰谷电价差较大的江苏、北京等省市。电池以锂电池和铅炭电池为主，投资回收期在5-8年不等。尽管商业模式简单明了，但投资回收期仍然较长。
在技术上，如何提高电池循环寿命从而降低储能系统成本，增加项目收益，这将是用户侧储能面临的最重要挑战。不同类型的电池在用户侧储能中的优劣势如何，未来成本降低的潜力有多大，用户将结合自身需求做出不同决策。
在政策上，峰谷电价差未来是否能够扩大？在5-8年的投资回收周期中，电力价格的变化将对储能项目的收益产生重大影响。目前，电力现货市场试点正在推进之中，广东、浙江等省已经开始了对规则的讨论。对于储能来说，一个价格波动更大的电力市场可谓风险中孕育着希望。
用户侧储能发展走势的专家观点：
国内用户侧储能开始具备投资价值
继100MW全国最大电网侧储能项目成功并网落地之后，2019年江苏启动了二期电网侧储能项目。作为江苏一期100MW电网侧储能项目负责人，国网江苏省电力公司发展策划部副处长朱寰预测2019年电网侧储能仍是行业热点。他的核心观点包括：
储能是新一代电力系统的核心元件，将被纳入电网规划，作为一种技术可选项。储能在电网领域的应用场景除了常规的调峰调频之外，还包括黑启动、虚拟同步，支撑电能质量、新能源消纳等。
电网领域的电池、PCS等关键储能设备需要定制。新的电站消防设计方案有很大的发展空间。(电池)储能设备能否作为电网元件去推广，很大程度上取决于是否能快速进入平价上网阶段。
储能行业最后一公里政策障碍仍然存在，目前行业应聚焦性能提升、谋求微利。江苏电网侧储能后续示范应用将转变思路，以装备研究升级、科研示范、场景示范来带动项目建设。
在成功参与建设2018年国内最大规模电网侧储能项目、2018年发电侧最大规模储能项目之后，许继集团开始引领行业大规模储能系统应用，许继电科储能技术有限公司副总经理唐劲松提示，未来两三年可关注储能+新能源应用机会。
他表示，对于正在兴起的电网侧储能市场，相比于抽水蓄能技术，电池储能有自己的应用场景。电化学储能可快速响应配电网的调度，解决城市部分地区短时间内负荷供应不上的问题，它选址很灵活，建设周期相对较短。最重要的是，对电网而言可提升配网存量资产利用率，减少常规机组备用容量投资。
更加长远来看，唐劲松认为，随着电动汽车的普及，在城市储充应用场景，包括居民配用电侧都有很大电池储能应用需求。
江苏省首个用户侧储能项目介绍：
2018年7月，江苏淘镜有限公司用户侧储能项目完成静态调试及并网送电，江苏省首个国网公司主导的用户侧储能项目顺利并网运行。受镇江谏壁电厂机组退役影响，今年夏季，江苏电网访晋分区预计将出现供电缺口，致使镇江、丹阳与扬中等地供用电形势较为严峻，亟需新的快速、灵活的调峰措施来解决电力平衡问题，缓解镇江东部电网高峰供电压力。
江苏淘镜有限公司用户侧储能项目由易事特集团提供核心储能设备及储能系统集成方案，其成功交付可以促进丹阳地区电网削峰填谷，保障大电网安全、缓解电力供需矛盾。
根据用户负荷情况，该储能系统规模设计为750KW/6MWh，易事特提供了一整套集中式集装箱式储能电站建设方案，由3台250kW储能变流器、1套能量管理系统及储能电站集装箱集成而成。
本次储能系统的核心要素是易事特集团自主研发的储能变流器EAPCS250K和储能电站能量管理系统（EMS），易事特自主研发的EMS系统是储能电站的“智慧大脑”，作为幕后的总指挥中心，EMS系统承担着整个储能电站的实时监测、能量管理调度、数据传输与保存等重要功能。
易事特EMS系统具备高安全的多层双向认证和密钥保护，集群监测管理，灵活模块化配置，方便易用，支持手机APP，可实现远程监控储能电站运行情况，电站运维时，只需定期巡检，无需人工值守，大大减少了人力成本和运维成本。最重要的是，易事特自主研发的EMS系统可实现视觉效果、功能菜单、调度策略的定制化开发，根据客户实际使用需求和项目应用需要，量身定制一套客户专属的能量管理系统。
从收到项目需求到成功并网，易事特极速响应，整个项目耗时不到一个月。收到项目需求，易事特储能事业部即刻着手准备电气设备图纸、集装箱结构图纸，一周内提交了系统设计方案；方案通过之后，供应链快速响应，紧密配合，BOM清单、物料清单准备好之后，制造中心连续两周加班加点，端午假期同事们也没有休息，全都为了项目在赶进度；到品质检验合格、入库、发货，再到项目地接收、调试，最后成功并网，总耗时不到一个月。项目交付时，客户对易事特储能系统交付能力交口称赞，对易事特“以客户为中心”的经营理念信服有加。
如此快速的响应速度和交付能力，没有扎实的系统集成基础和优秀的储能项目团队是做不到的。易事特自2012年布局储能产业以来，精耕细作，在储能电站设备及能量管理系统方面不断钻研和创新，掌握多项核心技术和专利，目前已形成成熟的储能系统商业化发展方案。
易事特储能系统解决方案在江苏省取得了骄人的成绩，目前也正在广东、河北、山东等地积极部署和筹划中，公司正在紧锣密鼓与各地电力单位、具备储能系统建设条件的企业交流沟通，为客户定制开发储能系统解决方案，满足客户个性需求。本项目的顺利实施可为公司后续储能业务开拓提供更多的优势，有利于增强公司整体的核心竞争力，对公司储能业务增长及持续盈利能力产生积极影响。
（来源：易事特）
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