2019年上半年我國電化學儲能項目裝機新增規模為116.9MW，同比增長-4.2%;而在三季度，新增裝機規模為78.2MW，同比增長-59.6%

嚴冬時節，寒意陣陣。對儲能產業來說，這個冬天“有點冷”。

“電網側”降溫，激勵機制有待完善。多位業內人士對記者坦言，當前國內儲能市場“確實面臨瓶頸”。

寒風中也有暖流涌動，“隔墻售電”“發電側”等新興領域崛起，增強了行業信心。

2020年，儲能產業將如何擁抱春天，值得期待。

冷靜面對起步階段

2019年的儲能市場冷靜了。

據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)統計數據顯示，2019年儲能市場進入減速調整期，2019年上半年我國電化學儲能項目裝機新增規模為116.9MW，同比增長-4.2%，而在三季度，新增裝機規模為78.2MW，同比增長-59.6%。形成鮮明對比的是，2018年的新增裝機年增長率為464.4%。

國家能源局科技裝備司副司長劉亞芳日前在相關行業論壇上指出，儲能作為一個新興產業，發展過程中遇到的技術、安全、機制等問題，要客觀看待，任何新生事物的發展不可能一帆風順，經過各方共同努力、扎實工作和精心培育，儲能產業必將迎來嶄新的發展階段。

“儲能產業仍處于起步階段，已發現的機會點，遠遠少于未發現的，還有大量應用場景等待發掘。”陽光電源副總裁程程對記者表示。

開拓新興領域，挖掘應用價值，政策引導必不可少。

近日，江蘇省能源監管辦、江蘇省發改委陸續發布了《關于進一步促進新能源并網消納有關意見的通知》《江蘇省分布式發電市場化交易規則(試行)》，正式在江蘇省內開啟隔墻售電，鼓勵發電企業在電源測配置儲能設施，支持儲能項目參與電力輔助服務市場。

在浙江正泰新能源開發有限公司總裁陸川看來，隔墻售電不僅將促進分布式光伏實現“加速跑”，也讓儲能擁有了更大的發揮空間。

“現在部分工商業園區一年內只有幾天達到最大負荷，大部分時間是空閑的。如果有儲能調頻調峰，園區內又能形成自己的電價，且該價格可以找到平衡點，介于標桿電價、市場化電價之間的中位數，是比較好的推廣方式。”陸川分析說。

發電側收益亟待厘清

2019年，“電網側儲能”是當之無愧的行業熱議年度關鍵詞。

5月底，國家發改委、國家能源局正式印發《輸配電定價成本監審辦法》，明確指出抽水蓄能電站、電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電定價成本。此外，租賃期滿后，用戶無償移交的儲能設施，其折舊費也不得計入輸配電定價成本。

程程對記者分析說，未來兩年，國內市場的機會的確不在電網側，但沒有必要過度關注。在未來能源結構中，儲能必不可少，現階段降低成本更為關鍵。

“這是循序漸進的過程，成本降低會拓展更多的應用空間，促進上下游資源整合，從而達到成本優化和技術進步的目標。”

陸川與程程都認為，發展發電側儲，將成為“十四五”期間行業的主要方向。

陸川認為，確立價格機制尤為重要。特別是可再生能源接入電網時，需要明確電能輸出質量的技術標準，光伏企業在競價時自然會將儲能成本考慮其中。“發電側在增加儲能時，若是沒有額外的電價機制無法實施。所以應在規劃中對相應接入或對電網公司出臺標準。競價也會滿足這種技術標準。”

近兩年，山東省等調峰壓力較大的省份，出臺了相關政策，鼓勵光伏電站配置儲能設施，發電側市場逐漸興起。

“市場會發現，新能源與儲能結合的場景會優先有大規模應用。”程程表示。

值得注意的是，備受期待的發電側儲能在今年同樣遭遇了“低溫”考驗。

12月初，新疆發改委撤銷了31個發電側光伏儲能聯合運行試點項目，僅有5個項目得到保留。

“很多光伏電站都有意向，可是大家不知道怎么計算自己配置儲能的投資收益情況，最后申報的比較少。”國能日新科技股份有限公司副總經理范華云表示。

那么，在發電側，儲能投資的這筆收益賬究竟應該怎么算?投資的臨界點又在哪里?

“實際上這些廠站是具備效益的。”范華云表示，綜合分析棄風棄光、考核罰款、電力交易等收入影響因素，不難發現儲能可以幫助電場提高收益，投資的“臨界點已經到了”。尤其在西北地區，讓儲能為多個場站服務“明顯效益更高”。組合儲能、共享儲能將成為儲能市場下一個增長發力點。

國網翼北電力有限公司電力科學研究院所長劉輝建議，如果新能源廠站配置儲能，應考慮移峰、二次調頻(調壓)、主動支撐等綜合應用模式，“新能源側需要多類型儲能協調。”

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