储能行业:市场火爆背后更需冷思考

储能市场的火爆正迎来一轮又一轮的“掘金者”。

SMM网讯:储能市场的火爆正迎来一轮又一轮的“掘金者”。近日,随着动力电池独角兽宁德时代携手逆变器龙头科士达联手入场,新一轮较量再掀高潮。

4月26日, 《2019中国储能产业现状分析与展望蓝皮书》 (以下简称 《蓝皮书》)在第九届中国国际储能大会上正式发布,为火爆的储能市场带来一剂 “强心针”。 《蓝皮书》旨在系统梳理产业发展的内在逻辑和发展脉络,为产业健康发展建言献策。

“当前,部分储能产品存在沿袭动力电池制造体系的 ‘路径依赖’问题,若仅认为储能是电池行业的延伸,会极大限制产品创新、商业模式创新。产业的真正竞争压力来自其他能源电力技术进步带来的市场空间挤压,而并非仅仅同业间的技术路线之争或产能比拼。”国网能源研究院能源战略与规划研究所高级研究员元博如是说。

 

电源侧 “火”热 “风”冷

《蓝皮书》显示,2018年储能市场规模持续增长,年新增规模首次超过1GWh,我国电化学储能市场增速正式步入 “GWh时代”。

随着电化学储能技术经济性快速进步和电网公司向综合能源服务转型的步伐加快,大规模电网侧储能的投资建设在2018年拉开了示范应用的大幕,电网侧储能呈现爆发状态。 《蓝皮书》同时指出,尽管发展迅速,电网侧储能盈利模式尚不清晰。另据4月22日发布的 《输配电定价成本监审办法 (修订征求意见稿)》,明确电储能设施等不得计入输配电定价成本,电网企业还将面临成本疏导等难题。

与电网侧储能呈现爆发态势不同, 《蓝皮书》认为,目前电源侧储能已呈现 “火”热 “风”冷的发展形势。随着多地相继出台了辅助服务市场相关文件,山西 “电源侧调频”模式不断复制到内蒙古、广东等地区,系统集成商和项目开发商都在积极部署火储调频市场,竞争持续加剧。与此同时,国内新能源电场配置储能项目不多,基本上是上网电价较高的光伏电站为了解决弃光问题而建的电站。这与火储联合市场的火热相比,辅助新能源并网的储能市场关注度相对较低。

“火电业主与储能运营商的收入比例上升,无疑会进一步压缩储能厂商的获利空间。辅助新能源并网的模式将进一步失去优势。随着新能源平价上网政策的推进,建立在‘解决弃电’基础上的盈利模式或将失去吸引力。”元博提醒。

用户侧储能目前整体也出现放缓趋势。对此, 《蓝皮书》指出,2018年用户侧储能市场热度有所降低,主要是受到两个方面影响:一方面是2018年电网侧储能的崛起,另一方面是峰谷价差变化趋势存在不确定性。

“用户侧储能当前主要通过峰谷套利、降低需量电费、参与需求响应、动态扩容等商业模式降低用能成本、提升用能效率。其中,工商业峰谷套利、需量电费管理、需求侧响应等是用户侧储能主要盈利渠道。该模式主要集中于负荷峰谷差率、电价峰谷差较大的中东部地区。”元博说。

他同时提醒,峰谷套利模式的可持续性依然存疑。由于近年来国家一直推行降价减负政策,而峰谷价差的设置原则一般是不改变平均电价,因此峰谷价差存在降低的预期。

 

电网侧、用户侧储能将引领增长

来自2012~2017年的储能产业数据显示,储能电池成本年均下降超过15%,其它PCS、BMS等软硬件及施工成本下降速度更快,年均超过25%。对此, 《蓝皮书》预测,从中长期来看,随着技术进步和规模效应的扩大,非抽蓄储能成本将继续保持快速下降趋势,预计到2035年功率成本 (6小时系统)及度电成本与抽水蓄能持平。

《蓝皮书》还预测,2020年前,电网侧和用户侧储能将继续引领非抽蓄储能增长。预计到2020年电网侧、用户侧储能占非抽蓄储能比重分别约47%和39%。若安全问题和成本疏导问题可妥善解决,电网侧储能规模可能进一步扩大。

“需要注意的是,2020年前非抽蓄储能高速增长的原因较复杂,其技术经济性实际还远未成熟,市场预期向好。”元博提醒。

值得一提的是,作为储能未来应用的最大领域,新能源规模和占比的持续提高将成为中远期储能在电力系统中应用需求提高的最主要因素之一。从发展布局看,储能在西部北部新能源富集地区的比重不断提高,将从2020年的10%以下,提高到2035年的30%,2050年或达到50%左右。 《蓝皮书》还预测,到2035年新能源装机将超过13亿千瓦,较2020年新增6亿千瓦以上,若按平均10%的容量配置储能,可带来亿千瓦级新能源侧储能市场。

与此同时,辅助新能源并网也有望成为未来电源侧储能的市场主流。储能成本持续下降,储能辅助新能源并网的经济性有望提高,未来低成本高效率的储能将成为新能源电站平滑出力、减少弃风弃光的重要技术选择。

“建议政府积极引导储能向新能源资源富集地区发展,并制定因地制宜的差异化储能发展规划及相关配套政策,一方面提高新能源电站的出力可控性,另一方面将弃风弃光等问题真正在源端解决。”元博建议。

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