储能冰点

田甜 来源:能源杂志 编辑:jianping 储能

化学储能在开启国内市场元年之后,2019年并未迎来预期中的持续增长,恰恰相反,市场出现了断崖式下跌,行业进入冰点。在政策、安全、技术和成本的多重挑战之下,化学储能将走向何方?


“来自英国的订单持续不断,甚至1-2年后的项目也开始下单了。”张子峰向《能源》透露。


作为比亚迪电力科学院总工、储能业务负责人,他大多时候将注意力放在以英国为主的海外市场上。


官方信息显示,自2009年坪山1WM储能电站落成以来,比亚迪已在储能领域累积700MW的业绩,海外市场为主,其中英国以325MW的运行规模,占总量的近50%。


可以说,海外市场高额占比是张子峰从容的底气。而国内整个储能行业却因国网826文件滑入低迷境地。


2018年,电网侧储能如轰鸣引擎,拉动了储能市场爆发。当年,我国电化学储能市场累计装机规模达到1033.7兆瓦,首次突破GW级水平。也因此,2018年被视作储能市场元年。


行业乐观预计——2019年储能市场即将起势,此前行业已蛰伏10年。


出乎意料,2019年市场逆转。受国家连续要求降低工商业电价,以及储能不计入输配电成本等政策影响,国网下发826文件。


该文明确规定,不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设,不再安排抽水蓄能新开工项目。


电网侧储能按下刹车键,同时,此前引领产业发展的用户侧储能也放缓脚步。


而两年多前,发改委、能源局联合下发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》后,各路资本和人马蜂拥而至,行业持续升温。


行业起落背后,是赤裸裸的现实——我国储能产业仍处于起步阶段,面临着安全、技术和成本等多重挑战,而在尚未完全市场化的电力体制下,越来越多的厂商开始海外淘金。


行业遇冷


“大家都觉得2019年会大放异彩,但事与愿违,储能行业可能还没长大,就归于平庸了。”中天科技总经理缪永华对《能源》表示。


过去一年,中天科技储能业务遭遇高开低走的尴尬。2月25日,其以A股史上以储能为目标的最大融资事件高调开局。当天公告显示,公司拟发行不超过39.65亿元可转债,其中15.78亿元将用于投资950MWh分布式储能电站项目。


根据规划,中天科技将在集团下属10个厂区内建设储能电站,装机规模118.75MW,可储存电量950MWh。


但自第一季度完成上述项目的0.97%后,直到11月30日,进度仍停留在这一数据。


中天科技只是行业遇冷的一个缩影。来自中关村储能产业技术联盟(CNESA)最新数据显示,2019年前三季度,我国新增投运电化学储能项目装机规模达78.2MW,同比增长-59.6%。


这与预期相去甚远。此前,CNESA曾预测,到2019年底,我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92GW,年增速89%。


乐观预期,来自2018年电网侧储能爆发式增长。当年,我国电化学储能新增投运规模0.6GW,同比增长414%。截至年底,累计装机规模达到1033.7兆瓦,首次突破了GW水平。因此,该年被视作储能市场元年。


在这轮热潮中,电网侧项目是市场增量的主要拉动者。CNESA提供的数据显示,2018年,在江苏、河南、湖南、浙江等地,电网侧化学储能新增投运达206.8MW,占全国新增投运规模的36%,位居储能各类应用之首。


除投运项目外,电网侧储能规划项目也甚为可观。去年3月,CNESA粗略统计近期规划及在建电网侧项目总规模超过1407.3MWh,涉及江苏、河南、湖南、青海、广东、甘肃等多个地区。


然而,一纸文件迅速改变了行业风向。4月,发改委发布《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》;5月,《办法》正式下发,明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”。


上述文件,对连续两年被要求降低工商业电价,全面推动转型的国网而言,无异于重大利空。


“实际上,4-5月份的时候,我们就知道了国网储能刹车的事情。5-6月份,几乎所有项目都停了。”缪永华回忆。


11月22日,国网发布826文件,靴子正式落地,意味着电网侧储能熄火,行业骤然降温。


对国网此举,业内多位人士表示,从长远看,国网退出储能市场有利于行业长远发展,因为国网在制定市场规则上掌握绝对话语权。如果其参与储能,就扮演了裁判员和运动员的双重角色,不利于公平竞争的市场规则的建立。


储能市场遇冷,另外一重因素是用户侧增长放缓,延续了2018年以来的态势。


用户侧储能是储能商业化应用最早的领域,背后的直接推动因素是2015年开启的新一轮电改。


该侧储能项目的主要收益来自峰谷差套利,主要集中在江苏、北京、广东、浙江等峰谷电价差较大的地区。


此前,诸多储能玩家淘金用户侧储能,其中最激进的当属南都电源。2018年的公开报道中,南都电源在短短两年内就拿下在运储能投运规模全国第一的铁王座。宁德时代、中天科技紧随其后。在CNESA的统计数据中,三者总装机量超1.1GWh。


然而,自2018年以来,用户侧储能降温。首先是国家先后两次要求一般工商业电价下调10%,峰谷套利空间收窄。同时,三星SDI、LG等储能巨头连续发生多起火灾和爆炸事故,安全隐患像阴影一样笼罩产业,业主或储能厂商对项目投建更加谨慎。


起步阶段


“以国家电网和南都电源为代表的1-2个市场主体的行为,就对整个市场产生非常大的影响,这说明中国储能产业还处在起步阶段。”阳光电源国内储能销售事业部总经理陈志表示。


相比“寒冬”,他更愿意以“调整期”来形容眼下的状态。他表示,一是国网和南都电源的储能项目都还属于探索性、尝试性项目;二是原来的市场基数本来就低,所以才会出现电网和南都电源等市场主体经营策略调整带来的行业起伏。


储能还处在起步阶段,俞振华对此也深以为然。目前,他担任CNESA常务副理事长一职,而另一重身份是北京睿能世纪科技有限公司的合作创建人。


今年是他入行的第13个年头。“现在回过头来看,我对行业的预期还是过于乐观了。”其言下之意,是行业发展还不够理想。


衡量行业成熟度的关键指标之一是商业模式清晰而稳定。但目前来看,国内储能尚未找到清晰而稳定的盈利模式,行业充满不确定性。而其中最大的制约因素,就是国内缺乏付费补偿机制。“这就是为什么,大家说目前国内的电力市场不支持储能发展。”俞振华表示。


火电储能联合调频曾是睿能世纪探索的商业路径之一。俞振华表示,“当时中国没有海外的电力辅助服务市场,但是,我们发现在调频领域,存在一些区域性的政策,有按效果付费的政策。”


2011年-2013年,睿能世纪建成国内首个火电储能联合调频商业化项目——京能集团北京石景山热电厂2WM储能联合调频项目。


上述项目创造性地开辟了火储联合调频的细分领域。但是,该领域的持续盈利能力堪忧。


由于现有的调频辅助服务市场并没有完全市场化,还是单边市场,因此,在单个区域内,少量项目尚能盈利,但储能电站增多,平均收益快速下降,就会出现亏损,单个区域的市场总量有限。


此外,去年,华北能监局先后发布《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》、《内蒙古并网发电厂辅助服务管理实施细则》,对调频规则做了细微调整。有业内人士反馈,细则执行下来,火储联合调频补偿收益几近腰斩。


“以收益来衡量,调频辅助服务算是一个最好的应用领域。”俞振华表示。


同样,在国家连续两次要求降低一般工商业电价10%的政策下,用户侧储能的盈利空间也不断收窄。


以北京地区为例,其被视作“一类”储能开发市场。在北京,允许一般工商业用户选择执行大工业两部制电价,两部制电力用户可自愿选择按变压器容量、合同最大需量或实际最大需量缴纳基本电费。


而工商业用户采用大工业用户两部制电价执行之后,尖峰和低谷价差将减少至0.7元(1-10千伏),高峰和低谷价差将缩减至0.61元(1-10千伏)。


上述情况下,再考虑电池衰减、融资及运营成本等因素,单纯的峰谷价差套利已经难以回收投资成本。


“国内储能市场要想真正商业化,首要前提条件是电力市场的开放。”张子峰直言不讳。


相比而言,由于电力市场化,海外储能电站收益路径多样化。


据他透露,在英国,甚至出现过170多元人民币/千瓦时的尖峰电价。虽然尖峰电价一年也就半个小时左右。但由于电力市场成熟,独立的储能电站能够获得多重收益。


“用户侧盈利比较好的项目很少,更多是示范性项目。”缪永华透露,根据个人了解到的情况,能够盈利的项目有限,账算不过来。


事实上,这一轮储能热潮,锂电池的迅猛发展也起到一定催化作用。


在补贴刺激下,新能源汽车产业一路狂飙,上游锂电池产业也疯狂扩产,锂电池成本随之迅速下降。


在补贴退坡的大势下,动力电池出现过剩隐忧,而储能是一个合适的出口。在政策东风吹起后,大量锂电池厂商涌入储能产业。


“这不一定是好事情,导致动力电池过剩,有些揠苗助长的作用。”缪永华说。


俞振华也表示,补贴人为加速了锂电的发展。


“过去,我们不愿意称锂电为主流技术,更愿意称它为标杆技术。现有的锂电不是一个完美的解决方案,系统上存在需管控的安全风险。但是,它是储能各个技术路线中,性价比最优的路线。”他补充道。


 

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