2018年，在電網側儲能大規模爆發的帶動下，儲能市場呈現轉機。CNESA認為，目前這個階段非常關鍵，在可再生能源沒有出現“階躍式”發展之前以及電力市場化改革剛起步的階段，未來1-2年儲能的發展路徑對市場格局重塑發揮著至關重要的作用。目前儲能產業正站在“十字路口”，在“冰”與“火”的裹挾中走向何方，需要每一位儲能人的深思和努力。

中國儲能市場進入“GW/GWh”時代

2018年，在所有人都未曾預期到的情況下，電網側儲能應用規模爆發，將中國儲能市場送入“GW/GWh”時代。據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統計，2018年中國累計投運儲能項目規模為1018.5MW/2912.3MWh，是去年累計總規模的2.6倍。截至2018年底，全球累計投運電化學儲能裝機規模達到4868.3MW/10739.2MWh，功率規模同比增長65%，發展提速。

電網側儲能爆發，帶動儲能規?；瘧?/p>

2018年，“電網側儲能”當數中國儲能產業發展的“關鍵詞”。根據CNESA儲能項目數據庫的統計，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側儲能規模206.8MW，占2018年全國新增投運規模的36%，占各類儲能應用之首。

電網側儲能規模的爆發是偶然，也是必然。江蘇率先發布百兆瓦級儲能項目招標的起因固然是火電機組退役、夏季高峰用電以及高層推動等多個偶然因素碰撞的結果，但電網公司的興趣被全面激發則存在必然性。從2011年張北風光儲輸示范項目開始，電網公司從未停止對儲能技術路線、應用場景以及模式的探索。如同多年前一位電網專家預言的那樣“當儲能系統成本低于1500元/kWh時，就會迎來儲能在電網中的大規模應用”，在動力電池擴產能導致電芯成本大幅下降的大背景下，這樣的拐點已經到來。

根據CNESA的初步統計，近期規劃/在建的電網側儲能總規模已經超過1407.3GWh。而隨著國網1號文的發布，電網側儲能的發展有了進一步的方向性指導，預計未來1-2年電網側儲能還將迎來跨越式的發展。

儲能在電網側的快速應用將對整個儲能產業的發展產生重要的影響。

在技術上，由于目前尚沒有專門針對電力系統用儲能系統定義的參數或開發專用儲能產品，傳統的（動力電池的）測試評價體系不能客觀反映電力系統對電池技術的真實性能參數要求，隨著首批電網側儲能項目投運以及相關測試評價體系的完善，未來電網側儲能項目的招標有望在總結經驗的基礎上，提出更明確的技術門檻和需求，帶動儲能系統不斷改進和完善自身性能。

在運營模式上，目前國內電網側儲能項目大多引入第三方主體（電網系統內企業）作為項目投資方，負責項目整體建設和運營，儲能系統集成商和電池廠商參與提供電池系統，電網企業提供場地并與第三方簽訂協議，協議明確定期付費標準或按收益分成方式付費。作為運營方，電網已經開始關注儲能的多重價值實現，有利于倒逼儲能各類管理與價格機制的建立和完善。

在市場機制上，國際市場中，由于各國電力市場結構以及電力市場自由化程度的不同，對電網公司擁有儲能資產存在爭議。我國正處于電力市場改革的起步階段，電網側儲能項目的投運有助于探索和明確儲能的屬性，界定各個市場角色的界限，保證“過渡期”的充分有效競爭，使儲能的應用與電力市場化應用高度融合。

火儲調頻市場競爭加劇

作為最早出現商業模式的市場，全球范圍內調頻輔助服務領域的儲能應用進展不大，已開發市場的“天花板”效應已經顯現。南澳Tesla100MW儲能項目的實踐經驗說明，最早進入市場的玩家才有錢賺，后進入者只能尋找新市場進行“區域復制”。

國內儲能應用于調頻輔助服務領域“機遇”與“挑戰”并存。

從“機遇”來看，在電改的大背景下，東北、福建、甘肅、新疆、山西、寧廈、京津唐、廣東、安徽、河南、華北、華東、西北等地區都相繼出臺了輔助服務市場相關文件，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施參與調峰調頻輔助服務。從實際效果來看，除了為業內熟知的山西“按調頻里程和調頻性能補償機制”對儲能的推動作用顯著外，廣東省也在新設計的調頻市場規則中，合理地借鑒了華北調頻補償機制以及美國PJM的市場規則，即放棄原有依電量結算的方式，采用按照調節里程加調節性能計算補償的方式，極大地促進了儲能進入廣東調頻市場。從2017年年底模擬運行階段的調頻市場規則頒布后，廣東省內發電企業已經簽訂了6個火儲聯合調頻項目合同。

從“挑戰”來看，一方面，政策的推動帶動了國內眾多企業進入儲能調頻市場，眾多的競爭者在有“天花板”的市場中，無疑會導致市場競爭異常慘烈。2018年，儲能運營商和業主單位的分成比例不斷下降，從“8:2”跌至“5:5”，在有限的盈利空間中，價格戰愈演愈烈。另一方面，盡管公布的“火儲”項目不少，但真正投運的卻屈指可數，消防安全標準的缺失，也是橫在所有儲能調頻項目面前的一道“鴻溝”。

用戶側儲能發展放緩

此前一直引領中國儲能產業發展的用戶側儲能則在2018年放緩。

先是國家推行降價減負，各地落實政策后，部分地區峰谷價差縮小。如全國“一類”儲能開發市場――北京，允許一般工商業用戶選擇執行大工業兩部制電價，兩部制電力用戶可自愿選擇按變壓器容量、合同最大需量或實際最大需量繳納基本電費。而工商業用戶采用大工業用戶兩部制電價執行之后，尖峰和低谷價差將減少至0.7元（1-10千伏），高峰和低谷價差將縮減至0.61元（1-10千伏），單純利用儲能系統進行峰谷價差套利的收益模式已難以為繼。

再是由于業主或相關消防機構對商業樓宇中，尤其是地下停車場安裝儲能設備帶來的安全風險的擔憂，以及相關消防安全標準的缺失，導致一批商業儲能項目無限期延遲。2018年的用戶側儲能市場似乎走的格外艱難。

政策的變化和市場的調整觸動著儲能從業者的神經，現有技術成本下的規模化應用確有一定投資風險。但從項目開發商角度出發，儲能是綜合能源服務中的一類技術支撐，開放電力市場下仍存在潛在價值收益，而用戶是實現服務增值的基礎，擴展可實現的綜合能源服務內容是未來綁定用戶的關鍵。新經濟形勢下，政策導向關乎大局，但也要從整個能源變革和市場開放的角度出發，做全面設計和考慮，避免一方激勵下所造成的他方抑制。未來，相關地方政府部門還需要進一步落實綠色電價機制的實施，面向各類主體推行峰谷電價，以反映電力供需實際情況，引導用戶科學合理用電。

展望未來

2018年，中國儲能市場經歷著“冰”與“火”的雙重洗禮。電網側儲能的爆發為整個市場注入了新的活力，不僅帶來了新的增長點，還推動著儲能技術成本的降低以及技術方向朝著更融合電力系統的方向發展，同時也將中國儲能應用帶入全球視野。但同時，市場機制建設和政策驅動力顯著落后于產業應用的速度，電網側倒逼下的輸配電價核定機制還需要充分體現市場競爭和公平性、輔助服務市場規則和長效機制缺乏保障、用戶側價格機制的不確定性導致投資風險提高等問題都逐漸顯現，關乎著儲能產業的短期利益和長期生存，并迫切需要得到合理的疏導與解決。

經過短短十多年的發展，儲能產業的快速進步有目共睹，但作為一個新興產業，儲能的發展也不會是一蹴而就。對可再生能源和新一代電力系統的支撐是儲能的天然使命，也是其快速發展的基礎。我們相信，在我國能源政策的大背景下，在產、學、研、用和政府職能部門多方的共同努力下，儲能產業必將突破“艱難困苦”的考驗，成為推動我國能源發展的一支生力軍。

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