2018年，我国电化学储能的装机实现了一个陡增，累计年增长率为175.2%，新增装机年增长率为464.4%，储能产业经历了前所未有的发展高潮，实现了三个突破一个渗透，即储能累计装机容量首次突破吉瓦、电网侧储能规模化应用实现了“零”的突破、锂离子电池系统建设成本突破了每千瓦时1500元，储能的应用已经向传统电厂、光伏电站、风电场、电网等电力系统以及绿色交通、通信、物流、港口、采矿等领域全面渗透。
文 | 张静
中国能源研究会储能专委会秘书长
本文刊登于《中国能源报》9月9日新能源版
2019年已经过半，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库的最新统计数据，截止2019年6月底，我国电化学储能累计装机规模为1189.6MW，上半年新增规模为116.9MW，同比增长-4.2%，在一轮高增长过后，市场进入减速调整期。
2019年1-6月 vs 2018年1-6月各领域储能装机同比增长率
信息来源：CNESA项目库，2019
从储能在各个应用领域的装机看，集中式可再生能源并网上半年没有投运项目，增速最低；近几年非常活跃的用户侧储能陷入低迷；2018年项目扩张力度最大的储能参与调频辅助服务应用开始制动；2018年规划项目的投运使今年上半年电网侧储能的增长仍高居不下，但未来项目建设由于缺乏盈利渠道的支撑而举步维艰。减速调整似乎比大家预期来得要快要猛。
其实从2016年储能向商业化发展开始，核心困难一直是投资回收期过长、盈利不稳定。包括市场机制、价格机制在内的政策对产业发展的影响非常大，刚性市场需求近年虽然逐步明晰，但受储能系统收益和成本的制约一直没有成为推动产业可持续发展的关键驱动力。
2018年电网侧储能的投运为整个产业发展带来了爆发式增长以及对未来的信心，根据CNESA 2019年初收集的数据，有望在2019-2020年建设投运的电网侧储能规模在1000MW左右，主要包括湖南、广东、江苏二期、浙江、福建晋江和甘肃等地的项目。2019年2月国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，提出“将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导”，希望通过输配电价来消化储能电站建设投资。但6月份发改委印发《输配电定价成本监审办法》，明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本。”这表明如果在短期内没有其他盈利模式出现，未来几年电网侧储能的发展会受影响。近期有关“国网公司已经暂缓电网侧储能建设”的消息似乎也印证了这点。
最近峰谷电价差缩小、合作模式、和资金周转等问题使用户侧储能发展受阻。储能厂商主要承担项目投入的资金压力，政策的变化延长了系统的投资回收期，峰谷价差套利外的潜在收益一时还不能实现，因此厂商拓展市场、建设项目的热情开始回归。储能参与调频辅助服务也呈现同样结果，但原因主要是调频价格的政策性下调、有限市场中的激烈竞争（价格和分成比例）、结算延迟和资金紧张等。
中关村储能产业技术联盟2019年7-8月组织了多地的调研，走访了地方政府、储能厂商、集成商、电力公司、设计研究院和投资机构等。用户单位对储能技术及应用效果普遍认同，褒奖颇多，但各方对如何建立稳定的商业模式、实现盈利都存在较大困惑，感觉一时难以突破，对政策的期待十分迫切。
产业发展又一次经历跌宕起伏，业内也开始出现一些唱衰的论调；但如果我们理性地观察市场，有长期扎根产业的决心，就不难发现积极因素仍是当前储能发展的主导因素。随着2017年10月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和2019年7月《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》的出台，地方政府、电网企业纷纷发布储能发展和推动政策，电改和可再生能源政策也都将储能纳入支持范围。由于储能“技术新”、“应用新”，希望政策一出就药到病除、立竿见影是不科学的，政策成效的显现也需要一个过程，也需要调整。最近几个区域性政策就为尝试储能的市场化发展和参与电力市场化运行提供了支持，截止目前已推动超过200MW储能项目的规划和建设。虽然这些政策的支持有区域限制，但具有示范推广的意义。
在地区光储补贴的支持下，用户侧储能的投资回收期明显缩短，推动了光储联合发展。
合肥市政府发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》
在推动光伏产业向高端制造、智能制造、绿色制造、精品制造、服务型制造转变的同时，将光伏储能系统作为支持重点，对储能系统给予1元/KWh的充电量补贴，同一项目年度最高补贴100万元。
江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》
明确针对在园区备案实施、且已经并网投运的储能项目，自项目投运后按放电量补贴业主单位0.3元/KWh，连补三年。
信息来源：CNESA整理分析
可再生能源并网配置储能的市场规模大、需求较明确。近期，政府和企业共同努力，联手“唤醒”市场，储能在集中式可再生能源领域的发展最具潜力。
青海发改委发布《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》
鼓励风电场配置10%的储能系统。目前黄河水电已经规划为两个风电场配置总量超过50MW储能。
西北能监局发布2018年新版《西北区域发电厂并网运行实施管理实施细则》《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》简称“两个细则”
新的“细则”加强了考核精度和罚款的力度，也提高了补偿的种类和标准。在风电场和光伏电站加储能装置可以优化场站运行能力，既减少相关考核量，又增加补偿收益。虽没有对储能安装的要求，但从促进市场需求角度，推进储能的应用。
*疆新**发改委和*疆新**能监办正式联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》
首次量化的提出配置不低于光伏装机容量15%的储能系统后可以使电站连续5年获得年增发100小时的收益。这无疑给可再生能源场站配置储能带来了积极的信号，也给其他地区出台政策树立了榜样。目前储能项目申报容量221MW。
西北能监局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》
对储能调峰交易、储能调峰交易运行控制原则、储能调峰市场出清与结算都有详细的规定。第五十条规定中提到，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时。
信息来源：CNESA整理分析
2019年，与一些政策出台并行的是储能在电力系统潜在应用的开发也有进展。一是共享储能。今年4月，青海电力公司实施青海共享储能市场化交易，鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司共同参与。依托国网青海电力建设运营的青海省能源大数据中心，可以将分散在用户侧、发电侧或电网侧的储能电站整合起来在电网调度下应用。以鲁能为例，在此交易中，包括交易收益和电网直接调度收益，效益良好。这种打破储能电站安装界限、服务于多家可再生能源场站、解决弃风弃光或并网质量问题的思路在2015年就曾经讨论过，目前的实施可以说是为风电场、光伏电站配置储能增加了一个新的收益点；如果再加上类似*疆新**政策的补偿，在增发电量增收的同时还可以靠共享剩余资源而获益，将极大促进储能的应用。同时，由于电网在其中的作用，这些资源也可以成为电网所需要的调节资源，在捋顺价格机制的基础上，可以缓解电网对储能投资的压力。共享储能可以说是储能比较有创新和前景的应用。
二是开展需求响应工作。为应对“迎峰度夏”，2019年7月浙江和江苏两省分别开展需求响应工作。7月30日，浙江省能源局在宁波、杭州、嘉兴启动需求响应。削峰的实时响应补贴额高达4元/千瓦时。同一天，江苏发改委和国网江苏电力联合发起需求响应。有代表性的是江苏储能用户首次参与，减少1小时充电，获得8万元收益，增加了储能的收入。安装储能电站的工商业用户参与需求响应是用户侧储能的潜在应用，以往由于补偿费用低和应用地区有限，一直没有开展起来。今年两地开启需求响应也为用户侧储能增加收入提供了新的空间。
虽然2019年上半年储能市场的增速遇冷，项目盈利能力也没有实质性的改善，储能应用的前途似乎扑朔迷离，但产业的发展并不那么悲观。因为政策对市场的推动还在继续，电网公司正加紧探索如何突破眼前面临的储能盈利困局，使储能可持续服务于 “三型两网”建设，储能规模化应用于集中式可再生能源的市场正在形成；政府、电网、电厂、风电和光伏企业都积极布局，一些潜在应用正在逐步实现。
储能联盟在调研中也了解到，企业也在非常积极地应对产业发展中的困难。一些企业在电池的安全管理设计和消防工作上下功夫，以消除安全隐患，保障系统的稳定安全运行；电池厂家则是努力提升电池循环寿命，降低度电成本，为技术应用创造更多的空间；许多企业领导也表示在困难时期，理性思维，避免冒进、避免恶性价格竞争都是应对的手段。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在储能联盟2019年产业发展白皮书的前言中有一句话十分贴切地描述了产业的现状和前景，“沉舟侧畔千帆过，病树前头万木春”。产业发展必然是千回百转、千辛万苦的，但储能在能源变革中的作用和价值是一定会实现的。
纵观储能产业的2019，在经历了2018年的全速前进后，市场进入了减速调整阶段。对于任何产业而言，都有其发展的规律性，对于储能市场2019的遇冷现象，我们没有必要太过悲观，众多储能企业也在调整战略布局积极应对产业困境。
对于储能产业本身而言，这或许是一个最好的时代，政策利好层出不穷，社会刚需推动产业前进，发展的过程中会有挫折会有挑战，如何抓住时代红利实现产业腾飞，或许，第二届中国储能西部论坛会给你答案。论坛将以“探索可再生能源配置储能市场与商业模式”为主题，探究储能与可再生能源发展的契机与前景。
9月25日，众多储能行业专家汇聚青海，群英荟萃共话储能河山。 期待你的参与！