中国电池储能市场GW时代即将到来，商业化应用进程值得思考!

2017年是中国储能发展史上里程碑的一年。这一年，国家级储能政策《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》下发，提出“十四五”期间储能实现商业化初期向规模化应用转变，权威部门预测到2025年，中国非抽水蓄能储能装机将突破24GW，市场份额迈入千亿级别。这一年，以铅炭电池、锂离子电池和液流电池为主的中国储能企业加快开拓储能市场，并在实践中不断探索可复制的商业模式。

进入2018年，随着储能系统成本的稳步下降、可复制商业模式的逐步成熟、储能工程经验的逐渐累积，中国储能市场迎来小规模爆发期。“储时方兴”将带你走进储能元年之后的爆发，以及爆发背后的思考。

一、储能元年之后的爆发

据“储时方兴”团队自建《全球储能项目数据库》统计，截止到2018年5月底，已报道的投运、在建及规划中的储能项目(非抽水蓄能，最晚2019年底投运)装机规模超过1.3 GW(38个储能项目)。其中，电池储能项目装机规模820 MW，高压固体电蓄热调峰项目装机规模285 MW，压缩空气储能调峰项目装机规模200 MW。

1. 电池储能装机规模将迎来翻倍增长。据自建数据库不完全统计，2018-2019年至少820 MW的电池储能装机已超出2017年之前(385 MW)的2倍，预计到2019年底，中国电池储能至少达到1.2 GW(图1)。

图1 中国电池储能项目累计增长(MW)

离子电池、液流电池、铅炭电池仍然是2018-2019年中国储能市场电池技术的主旋律，三种技术装机占比依次是45%、31%、20%(4%未定)。锂离子电池应用分布较为平均化，配网增容、AGC快速调频、分布式及微网占比达到27%、23%、21%;液流电池应用主要集中在电网大规模调峰，占比88%;铅炭电池100%应用于工商业削峰填谷。

2. 储能市场分布呈现明显的区域特征。2017年，储能市场的区域分布已非常明显。进入2018年，已投运、在建及规划的储能项目(包括蓄热和压缩空气)区域分布基本延续了2017年的分布特点，具体如下：

(1)江苏工商业削峰填谷储能装机依旧强劲。江苏省100千伏安(千瓦)及以上普通工业用电峰谷电价差接近1.0元/kWh(峰谷时段各8h)，度电成本较低的铅炭电池(0.5-0.7元/kWh)及梯次利用锂电池储能系统都具备较好的收益空间。数据显示，数据库收录的2018-2019年已投运、在建及规划的江苏省工商业削峰填谷储能项目装机规模175.3MW，铅炭电池165 MW，梯次利用锂电池10 MW。

(2)江苏电网侧配网增容储能项目率先开启。部分地区电网输配网络率先建成，随着区域经济的快速发展，原有电压等级输配网络已无法满足高峰用电需求，相比推倒重建，配网侧安装储能系统能够增加电力供应。2018年，江苏省预计完成100MW/200MWh配网增容项目(共计8个位置)，全部采用磷酸铁锂电池。其中，江苏扬中、镇江东部电网(建山、丹阳、大港)配网增容储能项目已确定。

(3)三北地区辅助服务装机规模极其亮眼。2016年，国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》。该政策之下，计入调峰补偿收益之后，将极大缩短投资回报期，长寿命全钒液流电池、电蓄热参与调峰已具备盈利空间。2018年三北地区在建及已规划调峰项目达到515MW。另外，三北地区发电厂调频电站也在持续布局，山西(18 MW)、河北(9 MW)、内蒙古(9 MW)、辽宁(24 MW)，共计60 MW。

3. 大连融科、南都电源、科陆电子市场表现突出。据不完全统计，2018-2019年已报道的储能项目中，大连融科全钒液流电池储能规模254 MW，南都电源铅炭电池储能规模196.5 MW，科陆电子锂离子电池储能规模85 MW。

二、爆发背后的思考

虽然2018-2019年中国储能市场将迎来小规模的爆发，但不可否认的是，中国储能市场尚未进入商业化应用阶段。具有一定市场收益的储能市场依旧分布在局部地区的少数应用场景，储能技术尤其是电池储能技术成本下降空间存在不确定性，具备应用潜力的市场被挖掘的力度和广度不够，电网公司及大型发电集团的深度参与将是储能快速发展的关键。

1. 商业模式可推广性受局限。实际上，自2017年开始，储能市场的小规模爆发一直集中在有限的区域性市场。如，工商业峰谷电价差较大的江苏，电网调峰调频补贴较高的三北和广东，新能源+储能等公共事业为主的三北和西藏。2018-2019年中国储能市场更多是上述地区的机械式增加，在其它省份尚不具备大规模推广的条件。唯一令人欣喜的是，江苏省配网增容率先开启，有望引领全国开展增量配电网相关储能市场。发稿同时，河南电网侧100MW输配增容项目也在激烈的竞标中。

笔者认为，工商业峰谷电价进一步增加的可能性不大，工商业规模体量大、经济发展水平较高省份的工商业峰谷电价差在0.7元/kWh预计是合理的标准;参考全球典型国家(如美国、德国、英国、韩国等)储能市场情况，中国的调峰调频等辅助服务预计会成为率先打开的储能市场，只等辅助服务市场机制的完善;基于新能源+储能的商业模式将在相当长的时间内以公用事业为主，当新能源+储能的系统成本可比拼燃煤发电上网电价时，市场会大规模放开;储能大规模应用需要电网公司和发电集团的深度参与。

2. 部分储能供应商去产能及抢占市场诉求较高。国内部分企业铅炭电池、锂离子电池产能过剩是不争的事实，尤其是在动力锂电池追求高能量密度的大趋势下，磷酸铁锂电池的产能积压严重，储能成为消化这部分产能的重要市场，这对储能企业来说是极其合理的营销策略。同时，部分企业急于抢占市场，低价竞标也是重要的市场策略。但必须清醒的认识到，电池储能的全寿命周期度电成本仍然处于较高的价格区间，继续提升电池寿命并降低成本是储能行业规模应用的关键。

3. 系统安全、成本突破、电池回收是行业核心话题。储能项目单体规模持续增加，50-200MW储能项目陆续进入投运阶段，大规模储能电站尤其是应用于快速响应型场景的储能系统安全是行业健康发展的核心;非抽水蓄能储能技术成本突破一直是业界关注的焦点。笔者认为，全寿命周期度电成本降低到0.5元/kWh时将进入瓶颈期，当降低到0.3元/kWh时储能市场的大规模应用才可能到来，未来希望能够媲美抽水蓄能;电池回收将成为电池行业迅猛发展的痛点，做到回收有收益、少污染才能够可持续，器件设计简单化、易回收、可再生是电池储能重要的发展方向。

三、结束语

储能行业的健康发展不希望大肆鼓吹，也不希望有恶意诋毁。储能行业人要看到储能市场的可喜进步，也要正视储能发展过程中的行业痛点。当所有人都认为这是大势所趋，我们只需脚踏实地，持续向前。