从电网侧到电源侧 2020年储能市场的大迁徙与大挑战

争议从未停止。

“成本太高，只是锦上添花，我觉得不行！”；“这是面向未来的朝阳产业，前景不可限量，我觉得可以！”

这正是能源行业看待电化学储能的两种截然不同的态度，有人觉得现在去谈储能的商业化为时尚早，但也有人觉得储能已经在许多业务场景中发挥至关重要的作用。无论如何，储能作为当今能源行业最受关注的领域，曝光度与日俱增，与此同时，越来越多的企业开始躬身入局，有些甚至“先下手为强”了。

与以往不同的是，发电集团、地方国企、电池巨头在储能的实质性布局逐渐浮出水面。首先，以国家电投为代表的发电央企和以福能集团为代表的地方国企对储能展现出前所未有的积极性，开始在储能板块倾注更多的人力、物力和财力。其次，以宁德时代为代表的电池巨头“合纵连横”的签约消息不断爆出，与上下游企业合资建厂亦开始依次落地。

当这些重量级玩家开始“玩真的”，尤其是巨头间的联手无疑会再次加速行业的洗牌。这对产业的长远影响不言而喻：种种迹象表明，发电企业有望替代电网成为储能投资的主力军，储能市场环境也将彻底区别于以往靠个别公司大规模带动的发展模式。

推动各大发电集团作出这一决定的主要原因是，其风、光等清洁能源发电占比逐步提升，随着未来光伏等新能源的大范围平价，新能源发电的边际成本不断走低，影响新能源发展的不再是补贴而是消纳，新能源和储能的结合显得愈发迫切。

这一次，储能市场的风向或许真的变了。

有业内人士称，这或许是个积极信号，储能投资主体从一家独大的电网转向发电集团、地方国企和有实力的民营企业，大家可以在更加公平、公正的市场环境中同台竞技。虽然“新能源+储能”尚有诸多的难题待解，但这是能源领域历史级变化的开始。

应用场景的大迁徙

回顾过去几年储能的发展史，2018年绝对是个值得纪念的年份，大家把这一年，称之为“储能元年”。

以2018年为界，在2018年之前这段中国储能的初级旅程中，以南都电源为代表的储能企业凭借“投资+运营”的模式带动了用户侧储能的快速崛起，在客观上探索、验证了中国用户侧储能商业化的诸多可行性。

而后以镇江为代表的电网侧储能异军突起，动辄百兆瓦时的储能电站直接带动中国储能产业迈过GW/GWh大关，成为2018、2019年储能产业的重要支撑。

当大多数企业准备将电网侧作为重点方向发力的时候，去年年中发改委的一纸文件将电网侧储能打入冷宫，电网拟将储能纳入输配电价的愿望彻底落空，原本规划的大量项目不得不叫停。

对以风电、光伏为代表的新能源企业来说，这不是一个值得庆幸的消息。电网减少这种“出力不讨好”的资金投入，不仅仅已有的弃风弃光问题难以尽快解决，新增的风光电项目也将面临并网难、消纳难的局面。

截至2019年底，风电、光伏装机双双突破2亿千瓦，未来随着新能源装机的不断增长，电网对储能的需求有增无减。在大多数从业者看来，“可再生能源+储能”将成为储能行业未来重点发力的方向。

自去年下半年开始，“可再生能源+储能”的热情开始被点燃。截至目前，已有安徽、湖南、内蒙等多个省份出台“新能源+储能”相关政策，其中仅湖南一省风电配置储能的装机规划就超过700MWh。

短短两年时间，储能应用场景的重点从用户侧切换到电网侧再到如今的电源侧。谁也没想到，切换来得如此之快，这超乎大多数从业者的预料。

被迫的联姻

从目前各地政府出台的政策来看，可以确定的是“可再生能源配置储能”的这笔费用由新能源开发企业来承担。各地政府推行这一政策的初衷，一是期待着通过配备储能解决相对严峻的新能源消纳形势，二是通过上马储能项目可以拉动当地的GDP，打造新的经济增长点。

从2019年下半年开始，一些省份地方政府和省网公司已经明确风电项目并网必须配套储能解决方案，否则项目将不予并网，或延迟并网。但各省网公司并未下发具体的文件，以秘而不宣的方式推进。

之所以秘而不宣，电网方面显然也有自己的苦衷。虽然2019年全国弃风弃光的局面已经全面好转，但风电的抢装潮仍在持续，目前陆上风电在建规模超过40GW，此外还有大量的海上风电、光伏竞价平价项目要上马，一旦大量的存量和平价项目并网，将会触及“将弃风弃光率控制在5%以内”的政治红线。

另外不仅这些手段多数缺少法律政策依据，还与当下的中国《可再生能源法》相冲突。但在强势的电网面前，新能源企业并没有多少话语权和回旋的余地。为了如期并网，新能源企业只能被动承诺。

根据公开的招标信息来看，目前安徽要求储能配置的功率为风电装机的20%，时长为1小时；湖南方面的要求为风电装机的20%，时长为2小时。

一星期之前，湖南省强配储能的文件被公开后，再度引起新能源从业者的强烈不满。让不少新能源企业担心的是，20%这个配置比例是否合理？是否经过详细测算？储能投资成本该如何收回？2020年后的平价项目是否还按照这个比例配置？后期是否有辅助服务政策出台？目前还没有相关部门拿出更细致的政策依据。

有业内人士透露，安徽、湖南此次让强制配储能主要针对的是2020年底前并网的项目，这些项目补贴额度较大，配置储能的比例也相对较高，目的是为后续的风、光项目创造消纳空间。

配置储能对新能源企业项目投资收益率到底会产生多大的影响？一位风电开发商的技术负责人向“储能100人”表示，按照安徽和湖南储能的配置比例，以风电2000小时的利用小时数为基准、储能系统成本2元/Wh来计算，风电开发商的度电成本分别需要增加2分钱和4分钱。

以协合新能源的安徽风储项目为例，2020年底前并网的上网电价为0.6元/KWh，对项目的IRR影响不到1个百分点。

毫无疑问，新能源补贴的拖欠和不断退坡，会让很多市场主体感受到阵痛。显然，这里也会有不少抱怨。有不少新能源企业表示，不管是从系统安全性还是经济合理性角度看，储能建设和投资应该由电网来承担。电网本身处于垄断地位，兼具社会职能，有责任来保障新能源的消纳，新能源强配储能会扼杀产业的未来。

在国家电网的一位中层人士看来，从目前来看，电网买单的可能性不大。除非在下一个监管周期里，让储能进入输配电价，那也是两三年之后的事了。

一位电网系统内的人士认为，强配其实也是无奈之举，储能没有进入输配电价削弱了电网公司投资储能的积极性，在全国统一强制性降电价的情况下，成本又无法向终端用户传导，暂时只能由新能源企业来承担。

降价潮提前上演

储能应用场景在不停地变化的同时，市场风云变幻，供应商从内到外都要重新调整策略，这考验着每一家企业的定力和应变能力。

在没有明确的投资回收机制下，价格成为新能源开发商唯一的考量因素。有新能源企业直言不讳地表示，“只要能获得并网资格，储能设备价格越低越好”。

简而言之，开发商并不关心全生命周期内的储能度电次成本，更关心初始投资成本，将储能视为累赘而非赚钱的工具。在这一传导机制下，虽然大规模的招标尚未开始，行业低价厮杀的硝烟已经漫起。

从知情人士处获悉，近期招标的光伏+储能、风电+储能项目中出现了1.3元/Wh—1.4元/Wh的储能系统投标价格，与2019年行业平均1.8—1.9元/Wh形成巨大的反差。有人直呼看不懂，要知道，毕竟2020年初安徽华润风电场配置储能的PC中标价格还超过2.1元/Wh。

巨大的价差让人措手不及。有业内人士认为，1.3元/Wh基本是没有利润的，不排除个别厂家在利用资本的优势亏本在抢占市场，有些供应商为了满足竞标，可能会在后期实施过程中，偷工减料，低成本可能暗藏质量风险。

率先打响此次价格战的并非小企业，都是行业龙头企业。“小企业可能会有赚一笔就走的心态，大企业还是在乎自身的口碑和声誉，我们肯定是算过账的”。一家大型储能厂商表达了不同意见。

此前，多家储能企业负责人都表示，储能系统成本下降要依靠技术创新，提升系统的效率和循环寿命来实现，而不能一味靠压低设备价格。但迫于严峻的市场形势，不少企业却寄望通过价格优势博取更大的市场份额。

有电池企业认为，经过他们内部测算，电源侧安装储能使用频率不会像用户侧那么高，不用考虑中途更换电池的情况，成本自然会大幅下降。

以订单为导向，众多设备供应商正在暗里角力，贴身肉搏。对于很多企业来说，眼下正处于两难的境地，降价潮来袭，跟还是不跟？据一家排名中游的储能企业介绍，以目前的市场报价，他们在这块完全没有利润而言，却又不得不应战。

更为重要的是，如果所有项目都以最低价中标的话，这一轮降价或许只是开始。有不少从业者表达了对“劣币驱逐良币”的担忧。在标准缺失、商业模式尚未建立的情况下，“强制配储能”很容易让产业进入低价竞争的恶性循环。“就像早期电网要求新能源企业安装无功补偿装置一样，这些储能系统会不会采用梯次或者劣质电池，电池容量是否会虚标，会不会到最后就是一堆破铜烂铁。”

未来之路

电力系统需要储能已成为普遍共识，但储能商业模式的落地需要看电改的进度。国内电改无法在短时间内一步到位的情况下，储能的多重价值尚难以发挥和体现。这在某种程度上决定了，今后很长一段时间内中国的储能市场注定是政策性市场，政策力度决定市场规模。

在这个过渡时期，储能到底由谁来投资？商业模式该如何建立？成为大家争议的焦点。

一直以来，储能缺乏相对独立的身份，要么依附于电网，要么依附于发电集团。在没有更高级别的政策依据和正确的成本疏导机制下，很容易陷入无处致力的窘境。新能源的突飞猛进让旧的能源版图正在瓦解，但新的共识远未建立，储能在各大利益主体博弈下显得无所适从。

新能源电站该不该配一定比例的储能，即使在新能源行业内部也未达成统一意见。支持者认为，新能源一方面要革命，一方面又要被革命对象全力配合，这个在逻辑上说不通，发展储能是新能源企业自己要去主动做的事情。反对者认为，早期的补贴拖欠已经让新能源企业不堪重负，在新能源走向平价的关键节点，风电、光伏开发开始进入微利时代，再配置储能项目收益率根本达不到8%的要求。

关于新能源配储能最早的政策文件始于青海，这一文件在全国首次公开提出，各风电项目应按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。

这一政策在当时引发强烈的反弹，风能专委会秘书长秦海岩曾专门发文批驳，在“可再生能源没有平衡义务”“风电不应该为储能投资付费”“储能不是解决消纳问题的最好方案”等强大的舆论声势下，这一政策被迫叫停。

但一家大型新能源企业开发商负责人针对此事曾向“储能100人”表达了自己的异议。在他看来，当时的反对是一种短视行为，新能源完全可以通过早期的高补贴来带动储能产业的发展。“上储能的原因就是要救这个产业，你不救谁救？你偏偏靠火电给你救？如果没有储能，新能源就是自掘坟墓。对有些协会说的那些话，我不太同意，也不赞成，所以我自己上自己的。”

在一位业内专家看来，不管是在源网荷端安装储能，受益的都是整个电力系统，成本就应该由系统所有成员来承担。“新能源+储能被认为是能源革命的方向，实实在在要把这个政策落地的时候，大家都认为挣钱少了，都不干了。”

早期核准和近期竞价的项目尚能享受国家一定额度的补贴，也能为配置储能预留一定的空间。但从2021年1月1日开始，新核准的风电、光伏项目将全面平价，项目经济收益对成本愈加敏感，“新能源+储能”是否可持续？2020年后储能的市场在哪里？

中关村储能产业技术联盟的研究认为，强配储能后期若能倒逼各省有实质性的鼓励政策和辅助服务市场政策的出台，“可再生能源+储能”才会迎来健康可持续的发展模式。比如可以效仿韩国提高配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重，让储能参与辅助服务市场获取收益。只要能算过账来，“可再生能源+储能”的投资主体自然会多元化，来分担新能源企业的风险。

新能源与生俱来的随机性、波动性和间歇性给电力系统运行带来诸多挑战。先天不足，就只能靠后天弥补。有接近发改委的人士向“储能100人”表示，从去年末发改委召开储能座谈会上透露的信息来看，国家层面将“可再生能源+储能”作为未来2-3年的重点发力的方向之一，后续会出台相关的配套鼓励政策，“新能源+储能”将会成为未来的标配。

与安徽、湖南激进的风储政策相比，内蒙的政策相对温和。“为了给光伏项目预留配置储能的成本空间，内蒙方面2020年没有安排无补贴的光伏平价项目，都是竞价项目，鼓励配比5%的储能，这是比较合理的。”上述人士表示。

北京先进碳材料促进会储能专委会主任李建林认为，“可再生能源+储能”作为未来的方向，这是一个漫长的过程。需要既从事新能源开发又有储能业务的央企、国企等发电集团先行先试，逐步探索出一条路来，两个独立市场主体之间的结合还有待进一步的检验。