【專題 | 「儲能」儲能產(chǎn)業(yè)鏈_中國儲能行業(yè)市場發(fā)展現(xiàn)狀與前景】

儲能現(xiàn)在在市場的主要應(yīng)用包括四方面：可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。從這四種應(yīng)用領(lǐng)域分析，現(xiàn)在最具有盈利潛力的應(yīng)用是輔助服務(wù)和用戶側(cè)。2019年的儲能市場面臨著電源側(cè)呈現(xiàn) “火”熱 “風(fēng)”冷和用戶側(cè)整體出現(xiàn)放緩的發(fā)展趨勢。

電源側(cè)和用戶側(cè)介紹

1.電源側(cè)

在傳統(tǒng)發(fā)電領(lǐng)域，儲能主要應(yīng)用于輔助動態(tài)運行、取代或延緩新建機組。

輔助動態(tài)運行。為了保持負(fù)荷和發(fā)電之間的實時平衡，火電機組的輸出需要根據(jù)調(diào)度的要求進(jìn)行動態(tài)調(diào)整。動態(tài)運行會使機組部分組件產(chǎn)生蠕變，造成這些設(shè)備受損，提高了發(fā)生故障的可能，即降低了機組的可靠性，同時還增加了更換設(shè)備的可能和檢修的費用，最終降低了整個機組的使用壽命。儲能技術(shù)具備快速響應(yīng)速度，將儲能裝置與火電機組聯(lián)合作業(yè)，用于輔助動態(tài)運行，可以提高火電機組的效率，避免對機組的損害，減少設(shè)備維護(hù)和更換設(shè)備的費用。

取代或延緩新建機組。隨著電力負(fù)荷的增長和老舊發(fā)電機組的淘汰，為了滿足電力客戶的需要和應(yīng)對尖峰負(fù)荷，需要建設(shè)新的發(fā)電機組。應(yīng)用儲能系統(tǒng)可以取代或延建新機組，即在負(fù)荷低的時候，通過原有的高效機組給儲能系統(tǒng)充電，在尖峰負(fù)荷時儲能系統(tǒng)向負(fù)荷放電。我國起調(diào)峰作用的往往是煤電機組，而這些調(diào)峰煤電機組要為負(fù)荷尖峰留出余量，經(jīng)常不能滿發(fā)，這就影響了經(jīng)濟性。利用儲能技術(shù)則可以取代或者延緩發(fā)電側(cè)對新建發(fā)電機組的需求。

2.用戶側(cè)

在用戶側(cè)，儲能主要應(yīng)用于分時電價管理、容量費用管理、提高供電質(zhì)量和可靠性、提高分布式能源就地消納等方面。

在國外，德國是用戶側(cè)儲能商業(yè)模式發(fā)展最為先進(jìn)的國家之一。在區(qū)塊鏈技術(shù)、云技術(shù)以及多元化商業(yè)模式的帶動下，預(yù)計短期內(nèi)德國用戶側(cè)儲能市場仍將引領(lǐng)歐洲儲能市場的發(fā)展。在國內(nèi)，用戶側(cè)是儲能應(yīng)用的最大市場，也是持續(xù)保持高增長的一個領(lǐng)域。安裝于工商業(yè)用戶端的儲能系統(tǒng)是我國用戶側(cè)儲能的主要形式，可以與光伏系統(tǒng)聯(lián)合使用，又可以獨立存在，主要應(yīng)用于電價管理，幫助用戶降低電量電價和容量電價。2018年5月，全國最大規(guī)模用戶側(cè)分布式儲能項目正式落戶江蘇鎮(zhèn)江，項目合計容量超過500兆瓦時。

電源側(cè)呈現(xiàn) “火”熱 “風(fēng)”冷的發(fā)展形勢

2018年儲能市場規(guī)模持續(xù)增長，年新增規(guī)模首次超過1GWh，我國電化學(xué)儲能市場增速正式步入 “GWh時代”。

隨著電化學(xué)儲能技術(shù)經(jīng)濟性快速進(jìn)步和電網(wǎng)公司向綜合能源服務(wù)轉(zhuǎn)型的步伐加快，大規(guī)模電網(wǎng)側(cè)儲能的投資建設(shè)在2018年拉開了示范應(yīng)用的大幕，電網(wǎng)側(cè)儲能呈現(xiàn)爆發(fā)狀態(tài)。 盡管發(fā)展迅速，電網(wǎng)側(cè)儲能盈利模式尚不清晰。另據(jù)4月22日發(fā)布的 《輸配電定價成本監(jiān)審辦法 (修訂征求意見稿)》，明確電儲能設(shè)施等不得計入輸配電定價成本，電網(wǎng)企業(yè)還將面臨成本疏導(dǎo)等難題。

與電網(wǎng)側(cè)儲能呈現(xiàn)爆發(fā)態(tài)勢不同， 目前電源側(cè)儲能已呈現(xiàn) “火”熱 “風(fēng)”冷的發(fā)展形勢。隨著多地相繼出臺了輔助服務(wù)市場相關(guān)文件，山西 “電源側(cè)調(diào)頻”模式不斷復(fù)制到內(nèi)蒙古、廣東等地區(qū)，系統(tǒng)集成商和項目開發(fā)商都在積極部署火儲調(diào)頻市場，競爭持續(xù)加劇。與此同時，國內(nèi)新能源電場配置儲能項目不多，基本上是上網(wǎng)電價較高的光伏電站為了解決棄光問題而建的電站。這與火儲聯(lián)合市場的火熱相比，輔助新能源并網(wǎng)的儲能市場關(guān)注度相對較低。 火電業(yè)主與儲能運營商的收入比例上升，無疑會進(jìn)一步壓縮儲能廠商的獲利空間。輔助新能源并網(wǎng)的模式將進(jìn)一步失去優(yōu)勢。隨著新能源平價上網(wǎng)政策的推進(jìn)，建立在‘解決棄電’基礎(chǔ)上的盈利模式或?qū)⑹ノΑ?/p>

用戶側(cè)整體出現(xiàn)放緩趨勢

用戶側(cè)儲能目前整體也出現(xiàn)放緩趨勢。對此，2018年用戶側(cè)儲能市場熱度有所降低，主要是受到兩個方面影響：一方面是2018年電網(wǎng)側(cè)儲能的崛起，另一方面是峰谷價差變化趨勢存在不確定性。 用戶側(cè)儲能當(dāng)前主要通過峰谷套利、降低需量電費、參與需求響應(yīng)、動態(tài)擴容等商業(yè)模式降低用能成本、提升用能效率。其中，工商業(yè)峰谷套利、需量電費管理、需求側(cè)響應(yīng)等都是用戶側(cè)儲能主要盈利渠道。該模式主要集中在負(fù)荷峰谷差率和電價峰谷差較大的一些中東部地區(qū)。峰谷套利模式的可持續(xù)性也存在著質(zhì)疑性。近年來國家奉行著降價減負(fù)的相關(guān)政策，峰谷價差的的設(shè)置則不改變平均電價，這也就導(dǎo)致了峰谷價差存在降低的預(yù)期。