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中國電池儲能市場GW時代即將到來，商業化應用進程值得思考!
2017年是中國儲能發展史上里程碑的一年。這一年，國家級儲能政策《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》下發，提出“十四五”期間儲能實現商業化初期向規模化應用轉變，權威部門預測到2025年，中國非抽水蓄能儲能裝機將突破24GW，市場份額邁入千億級別。這一年，以鉛炭電池、鋰離子電池和液流電池為主的中國儲能企業加快開拓儲能市場，并在實踐中不斷探索可復制的商業模式。
進入2018年，隨著儲能系統成本的穩步下降、可復制商業模式的逐步成熟、儲能工程經驗的逐漸累積，中國儲能市場迎來小規模爆發期。“儲時方興”將帶你走進儲能元年之后的爆發，以及爆發背后的思考。
一、儲能元年之后的爆發
據“儲時方興”團隊自建《全球儲能項目數據庫》統計，截止到2018年5月底，已報道的投運、在建及規劃中的儲能項目(非抽水蓄能，最晚2019年底投運)裝機規模超過1.3 GW(38個儲能項目)。其中，電池儲能項目裝機規模820 MW，高壓固體電蓄熱調峰項目裝機規模285 MW，壓縮空氣儲能調峰項目裝機規模200 MW。
1. 電池儲能裝機規模將迎來翻倍增長。據自建數據庫不完全統計，2018-2019年至少820 MW的電池儲能裝機已超出2017年之前(385 MW)的2倍，預計到2019年底，中國電池儲能至少達到1.2 GW(圖1)。
圖1 中國電池儲能項目累計增長(MW)
離子電池、液流電池、鉛炭電池仍然是2018-2019年中國儲能市場電池技術的主旋律，三種技術裝機占比依次是45%、31%、20%(4%未定)。鋰離子電池應用分布較為平均化，配網增容、AGC快速調頻、分布式及微網占比達到27%、23%、21%;液流電池應用主要集中在電網大規模調峰，占比88%;鉛炭電池100%應用于工商業削峰填谷。
2. 儲能市場分布呈現明顯的區域特征。2017年，儲能市場的區域分布已非常明顯。進入2018年，已投運、在建及規劃的儲能項目(包括蓄熱和壓縮空氣)區域分布基本延續了2017年的分布特點，具體如下：
(1)江蘇工商業削峰填谷儲能裝機依舊強勁。江蘇省100千伏安(千瓦)及以上普通工業用電峰谷電價差接近1.0元/kWh(峰谷時段各8h)，度電成本較低的鉛炭電池(0.5-0.7元/kWh)及梯次利用鋰電池儲能系統都具備較好的收益空間。數據顯示，數據庫收錄的2018-2019年已投運、在建及規劃的江蘇省工商業削峰填谷儲能項目裝機規模175.3MW，鉛炭電池165 MW，梯次利用鋰電池10 MW。
(2)江蘇電網側配網增容儲能項目率先開啟。部分地區電網輸配網絡率先建成，隨著區域經濟的快速發展，原有電壓等級輸配網絡已無法滿足高峰用電需求，相比推倒重建，配網側安裝儲能系統能夠增加電力供應。2018年，江蘇省預計完成100MW/200MWh配網增容項目(共計8個位置)，全部采用磷酸鐵鋰電池。其中，江蘇揚中、鎮江東部電網(建山、丹陽、大港)配網增容儲能項目已確定。
(3)三北地區輔助服務裝機規模極其亮眼。2016年，國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》。該政策之下，計入調峰補償收益之后，將極大縮短投資回報期，長壽命全釩液流電池、電蓄熱參與調峰已具備盈利空間。2018年三北地區在建及已規劃調峰項目達到515MW。另外，三北地區發電廠調頻電站也在持續布局，山西(18 MW)、河北(9 MW)、內蒙古(9 MW)、遼寧(24 MW)，共計60 MW。
3. 大連融科、南都電源、科陸電子市場表現突出。據不完全統計，2018-2019年已報道的儲能項目中，大連融科全釩液流電池儲能規模254 MW，南都電源鉛炭電池儲能規模196.5 MW，科陸電子鋰離子電池儲能規模85 MW。
二、爆發背后的思考
雖然2018-2019年中國儲能市場將迎來小規模的爆發，但不可否認的是，中國儲能市場尚未進入商業化應用階段。具有一定市場收益的儲能市場依舊分布在局部地區的少數應用場景，儲能技術尤其是電池儲能技術成本下降空間存在不確定性，具備應用潛力的市場被挖掘的力度和廣度不夠，電網公司及大型發電集團的深度參與將是儲能快速發展的關鍵。
1. 商業模式可推廣性受局限。實際上，自2017年開始，儲能市場的小規模爆發一直集中在有限的區域性市場。如，工商業峰谷電價差較大的江蘇，電網調峰調頻補貼較高的三北和廣東，新能源+儲能等公共事業為主的三北和西藏。2018-2019年中國儲能市場更多是上述地區的機械式增加，在其它省份尚不具備大規模推廣的條件。唯一令人欣喜的是，江蘇省配網增容率先開啟，有望引領全國開展增量配電網相關儲能市場。發稿同時，河南電網側100MW輸配增容項目也在激烈的競標中。
筆者認為，工商業峰谷電價進一步增加的可能性不大，工商業規模體量大、經濟發展水平較高省份的工商業峰谷電價差在0.7元/kWh預計是合理的標準;參考全球典型國家(如美國、德國、英國、韓國等)儲能市場情況，中國的調峰調頻等輔助服務預計會成為率先打開的儲能市場，只等輔助服務市場機制的完善;基于新能源+儲能的商業模式將在相當長的時間內以公用事業為主，當新能源+儲能的系統成本可比拼燃煤發電上網電價時，市場會大規模放開;儲能大規模應用需要電網公司和發電集團的深度參與。
2. 部分儲能供應商去產能及搶占市場訴求較高。國內部分企業鉛炭電池、鋰離子電池產能過剩是不爭的事實，尤其是在動力鋰電池追求高能量密度的大趨勢下，磷酸鐵鋰電池的產能積壓嚴重，儲能成為消化這部分產能的重要市場，這對儲能企業來說是極其合理的營銷策略。同時，部分企業急于搶占市場，低價競標也是重要的市場策略。但必須清醒的認識到，電池儲能的全壽命周期度電成本仍然處于較高的價格區間，繼續提升電池壽命并降低成本是儲能行業規模應用的關鍵。
3. 系統安全、成本突破、電池回收是行業核心話題。儲能項目單體規模持續增加，50-200MW儲能項目陸續進入投運階段，大規模儲能電站尤其是應用于快速響應型場景的儲能系統安全是行業健康發展的核心;非抽水蓄能儲能技術成本突破一直是業界關注的焦點。筆者認為，全壽命周期度電成本降低到0.5元/kWh時將進入瓶頸期，當降低到0.3元/kWh時儲能市場的大規模應用才可能到來，未來希望能夠媲美抽水蓄能;電池回收將成為電池行業迅猛發展的痛點，做到回收有收益、少污染才能夠可持續，器件設計簡單化、易回收、可再生是電池儲能重要的發展方向。
三、結束語
儲能行業的健康發展不希望大肆鼓吹，也不希望有惡意詆毀。儲能行業人要看到儲能市場的可喜進步，也要正視儲能發展過程中的行業痛點。當所有人都認為這是大勢所趨，我們只需腳踏實地，持續向前。
2017年是中國儲能發展史上里程碑的一年。這一年，國家級儲能政策《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》下發，提出“十四五”期間儲能實現商業化初期向規模化應用轉變，權威部門預測到2025年，中國非抽水蓄能儲能裝機將突破24GW，市場份額邁入千億級別。這一年，以鉛炭電池、鋰離子電池和液流電池為主的中國儲能企業加快開拓儲能市場，并在實踐中不斷探索可復制的商業模式。
進入2018年，隨著儲能系統成本的穩步下降、可復制商業模式的逐步成熟、儲能工程經驗的逐漸累積，中國儲能市場迎來小規模爆發期。“儲時方興”將帶你走進儲能元年之后的爆發，以及爆發背后的思考。
一、儲能元年之后的爆發
據“儲時方興”團隊自建《全球儲能項目數據庫》統計，截止到2018年5月底，已報道的投運、在建及規劃中的儲能項目(非抽水蓄能，最晚2019年底投運)裝機規模超過1.3 GW(38個儲能項目)。其中，電池儲能項目裝機規模820 MW，高壓固體電蓄熱調峰項目裝機規模285 MW，壓縮空氣儲能調峰項目裝機規模200 MW。
1. 電池儲能裝機規模將迎來翻倍增長。據自建數據庫不完全統計，2018-2019年至少820 MW的電池儲能裝機已超出2017年之前(385 MW)的2倍，預計到2019年底，中國電池儲能至少達到1.2 GW(圖1)。
圖1 中國電池儲能項目累計增長(MW)
離子電池、液流電池、鉛炭電池仍然是2018-2019年中國儲能市場電池技術的主旋律，三種技術裝機占比依次是45%、31%、20%(4%未定)。鋰離子電池應用分布較為平均化，配網增容、AGC快速調頻、分布式及微網占比達到27%、23%、21%;液流電池應用主要集中在電網大規模調峰，占比88%;鉛炭電池100%應用于工商業削峰填谷。
2. 儲能市場分布呈現明顯的區域特征。2017年，儲能市場的區域分布已非常明顯。進入2018年，已投運、在建及規劃的儲能項目(包括蓄熱和壓縮空氣)區域分布基本延續了2017年的分布特點，具體如下：
(1)江蘇工商業削峰填谷儲能裝機依舊強勁。江蘇省100千伏安(千瓦)及以上普通工業用電峰谷電價差接近1.0元/kWh(峰谷時段各8h)，度電成本較低的鉛炭電池(0.5-0.7元/kWh)及梯次利用鋰電池儲能系統都具備較好的收益空間。數據顯示，數據庫收錄的2018-2019年已投運、在建及規劃的江蘇省工商業削峰填谷儲能項目裝機規模175.3MW，鉛炭電池165 MW，梯次利用鋰電池10 MW。
(2)江蘇電網側配網增容儲能項目率先開啟。部分地區電網輸配網絡率先建成，隨著區域經濟的快速發展，原有電壓等級輸配網絡已無法滿足高峰用電需求，相比推倒重建，配網側安裝儲能系統能夠增加電力供應。2018年，江蘇省預計完成100MW/200MWh配網增容項目(共計8個位置)，全部采用磷酸鐵鋰電池。其中，江蘇揚中、鎮江東部電網(建山、丹陽、大港)配網增容儲能項目已確定。
(3)三北地區輔助服務裝機規模極其亮眼。2016年，國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》。該政策之下，計入調峰補償收益之后，將極大縮短投資回報期，長壽命全釩液流電池、電蓄熱參與調峰已具備盈利空間。2018年三北地區在建及已規劃調峰項目達到515MW。另外，三北地區發電廠調頻電站也在持續布局，山西(18 MW)、河北(9 MW)、內蒙古(9 MW)、遼寧(24 MW)，共計60 MW。
3. 大連融科、南都電源、科陸電子市場表現突出。據不完全統計，2018-2019年已報道的儲能項目中，大連融科全釩液流電池儲能規模254 MW，南都電源鉛炭電池儲能規模196.5 MW，科陸電子鋰離子電池儲能規模85 MW。
二、爆發背后的思考
雖然2018-2019年中國儲能市場將迎來小規模的爆發，但不可否認的是，中國儲能市場尚未進入商業化應用階段。具有一定市場收益的儲能市場依舊分布在局部地區的少數應用場景，儲能技術尤其是電池儲能技術成本下降空間存在不確定性，具備應用潛力的市場被挖掘的力度和廣度不夠，電網公司及大型發電集團的深度參與將是儲能快速發展的關鍵。
1. 商業模式可推廣性受局限。實際上，自2017年開始，儲能市場的小規模爆發一直集中在有限的區域性市場。如，工商業峰谷電價差較大的江蘇，電網調峰調頻補貼較高的三北和廣東，新能源+儲能等公共事業為主的三北和西藏。2018-2019年中國儲能市場更多是上述地區的機械式增加，在其它省份尚不具備大規模推廣的條件。唯一令人欣喜的是，江蘇省配網增容率先開啟，有望引領全國開展增量配電網相關儲能市場。發稿同時，河南電網側100MW輸配增容項目也在激烈的競標中。
筆者認為，工商業峰谷電價進一步增加的可能性不大，工商業規模體量大、經濟發展水平較高省份的工商業峰谷電價差在0.7元/kWh預計是合理的標準;參考全球典型國家(如美國、德國、英國、韓國等)儲能市場情況，中國的調峰調頻等輔助服務預計會成為率先打開的儲能市場，只等輔助服務市場機制的完善;基于新能源+儲能的商業模式將在相當長的時間內以公用事業為主，當新能源+儲能的系統成本可比拼燃煤發電上網電價時，市場會大規模放開;儲能大規模應用需要電網公司和發電集團的深度參與。
2. 部分儲能供應商去產能及搶占市場訴求較高。國內部分企業鉛炭電池、鋰離子電池產能過剩是不爭的事實，尤其是在動力鋰電池追求高能量密度的大趨勢下，磷酸鐵鋰電池的產能積壓嚴重，儲能成為消化這部分產能的重要市場，這對儲能企業來說是極其合理的營銷策略。同時，部分企業急于搶占市場，低價競標也是重要的市場策略。但必須清醒的認識到，電池儲能的全壽命周期度電成本仍然處于較高的價格區間，繼續提升電池壽命并降低成本是儲能行業規模應用的關鍵。
3. 系統安全、成本突破、電池回收是行業核心話題。儲能項目單體規模持續增加，50-200MW儲能項目陸續進入投運階段，大規模儲能電站尤其是應用于快速響應型場景的儲能系統安全是行業健康發展的核心;非抽水蓄能儲能技術成本突破一直是業界關注的焦點。筆者認為，全壽命周期度電成本降低到0.5元/kWh時將進入瓶頸期，當降低到0.3元/kWh時儲能市場的大規模應用才可能到來，未來希望能夠媲美抽水蓄能;電池回收將成為電池行業迅猛發展的痛點，做到回收有收益、少污染才能夠可持續，器件設計簡單化、易回收、可再生是電池儲能重要的發展方向。
三、結束語
儲能行業的健康發展不希望大肆鼓吹，也不希望有惡意詆毀。儲能行業人要看到儲能市場的可喜進步，也要正視儲能發展過程中的行業痛點。當所有人都認為這是大勢所趨，我們只需腳踏實地，持續向前。
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