eo記者 陳儀方
從網上稍微搜索一下就能發(fā)現，最近的每一年都被譽為“儲能發(fā)展元年”，每一年都是“儲能行業(yè)春天”。這種論調可能吊起了行業(yè)內外的“胃口”，讓人期待儲能有一個勢如破竹的好局面。期望越高，失望越大，2019年儲能產業(yè)的好消息不多，壞消息不少。
據中關村儲能產業(yè)技術聯盟統計，截至2019年9月底，中國累計投運電化學儲能項目1267.8MW，2019年上半年新增投運電化學儲能項目裝機規(guī)模為116.9MW，同比下降4.2%，三季度新增規(guī)模78.2MW，同比下降59.6%。全年數據目前尚未公布，但增速放緩的趨勢是明顯的。
對于這樣的局面，我們可以有兩種解讀。
悲觀的解讀是：目前儲能技術成本偏高且沒有定向的政策傾斜，中國電力市場正處在建設之中，儲能企業(yè)難以探索出有效的商業(yè)模式，產業(yè)發(fā)展艱難。
樂觀的解讀是：從規(guī)模看，電化學儲能在中國規(guī)模并不大，因此單個規(guī)模較大項目的增加和取消都會令數據產生極大波動；從發(fā)展階段看，儲能技術的商業(yè)化目前仍然處在早期，無論是成本偏高還是商業(yè)模式欠缺，又或是企業(yè)間誰高誰低，都不能視之為定局。
多途徑探索經濟性出路
追求經濟性，或者說“算得過賬”是所有儲能企業(yè)的目標。
單就成本而言，以目前國內主流的磷酸鐵鋰電池儲能為例，其成本在過去十年里持續(xù)下降，電芯層面成本下降了超過八成。電池儲能已經從天價的科研示范項目，走到了商業(yè)化初期。2018 年，磷酸鐵鋰電池的儲能系統成本在1600-2300 元/kWh之間，2019年降低到了1500元/kWh甚至更低。
有研究機構認為，在持續(xù)十年的下降之后，電池成本仍有下降空間，但大幅下降已不可能。在降本放緩的趨勢下，儲能的經濟性在2019年沒有明顯改善。
2019年最受經濟性困擾的當屬剛剛冒出頭的光儲項目。6月，新疆發(fā)改委和新疆能監(jiān)辦聯合發(fā)布《關于開展發(fā)電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，在位于南疆的阿克蘇、喀什、和田和克孜勒蘇柯爾克孜四個地區(qū)開展試點工作。此后，36的儲能電站入選試點項目，總規(guī)模達221MW/426MWh。然而到了11月，新疆取消了31個項目，只保留5個項目，規(guī)?？s減到77MW/154MWh。
在加入和退出之間隔著企業(yè)對經濟性的不同判斷。在6月下發(fā)的試點通知中，政府部門承諾：儲能項目按期建成后，所在光伏電站從2020年起，每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。一開始許多人以為有了這個政策，光伏電站可以每年多發(fā)100小時電，但仔細讀文件便可發(fā)現，增加100小時優(yōu)先發(fā)電量不等于增加100小時發(fā)電小時數，優(yōu)先發(fā)電電量只是企業(yè)總發(fā)電量的一部分。
發(fā)用電計劃正在逐步放開，企業(yè)發(fā)電量被分為優(yōu)先發(fā)電電量和市場化電量兩部分，優(yōu)先發(fā)電量還可以按照政府部門的定價結算電量，市場化電量實行市場化定價，價格目前都低于政府定價。光伏電站收益的增加要綜合考慮市場和非市場兩部分，也就是說增加100小時優(yōu)先發(fā)電量帶來的收益仍然是不確定的。
此次光儲試點中沒有光伏企業(yè)主動投資儲能項目，儲能企業(yè)須要自己投資或者尋求第三方投資，建成之后各方收益分成。由于政策支持力度不明朗，收益也缺乏保障，最終多數企業(yè)選擇放棄。
青海省的共享儲能也有經濟性的困擾。2019年，西北能監(jiān)局在青海輔助服務市場設計中首次提出共享儲能，儲能電站可以通過雙邊協商或者集中競價與風電場和光伏電站達成調峰交易，交易后還有剩余充電能力的，還可以接受電網調度參與調峰。
在新規(guī)則下，魯能多能互補儲能電站第一個與兩家光伏企業(yè)達成協議，按放電電量計算，以度電0.7元的價格為其調峰。魯能多能互補儲能電站規(guī)模50MW/100MWh，投資2.61億，在2018年底投運。與光伏企業(yè)達成調峰交易后，儲能電站在光伏送出受限時充電，在夜間放電，一般每天充放一次。業(yè)內人士據此推算，在電池循環(huán)壽命范圍內，項目收回投資存在一定難度。
與光儲項目希望與失望交織相比，用戶側儲能顯得平靜許多。用戶側儲能依靠峰谷價差套利，目前主要分布在峰谷價差較大的北京、江蘇、廣東等省區(qū)。這是最先在國內實現商業(yè)化的儲能應用場景，盡管如此，動輒八到十年的投資回收期還是達不到許多企業(yè)對于收益回報的期望。
2019年，把用戶側儲能規(guī)模做到國內第一的南都電源主動收縮戰(zhàn)線，對外宣布不再像從前一樣大規(guī)模擴張用戶側儲能。南都電源采用“投資+運營”的思路，以重資產的方式切入這一領域。有同行評價，收縮戰(zhàn)線可能是此前財務測算過于激進，因此有所調整。南都電源副總裁吳賢章近日也曾對媒體提及，從今年的經營情況看，宏觀經濟的放緩和江蘇省今年的安全整頓等因素都影響到用戶的穩(wěn)定持續(xù)經營，從而對用戶側儲能產生沖擊。
盡管如此，還是有樂觀者看好用戶側儲能這一賽道。有儲能企業(yè)負責人告訴eo，用戶側儲能雖然沒有政策照顧，但反過來看也是受政策波動影響較小的一個領域。從成本看，磷酸鐵鋰電池成本下降的趨勢雖然不像行業(yè)期望的那樣快速，但這個趨勢是確定的。因此可以預見，用戶側儲能的投資回收期終將逐漸縮短到投資者可接受的范圍之內。
命運隨電改起伏
2019年5月24日，國家發(fā)改委、國家能源局聯合印發(fā)《輸配電價成本監(jiān)審辦法》，其中明確：抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。
2019年實際上只有這一條明確對儲能說“不”的政策，但一條規(guī)定就足以扼殺大批醞釀中的項目。對于儲能企業(yè)來說，希望落空。
年底，國家電網發(fā)布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，這一文件提出主動適應輸配電價改革和降價預期，以產定投，嚴控投資規(guī)模。針對儲能項目，文件專門規(guī)定：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。
盡管電網公司的決策可以看做是對國家政策的落實，二者內核并無本質差異。但年底這一文件披露時，輿論再次沸騰。儲能行業(yè)感情上很難接受這個事實。
對于儲能企業(yè)來說，不計入輸配電定價成本意味著少了一個看上去比較容易的掙錢辦法。按照輸配電價改革思路，我國輸配電價采用“準許成本+合理收益”的基本思路，只要網側儲能成本被認定為“電網企業(yè)提供輸配電服務發(fā)生的直接費用以及需要分攤的間接費用”，輸配電價核定就會允許這部分項目獲得合理的收益。
但容易的方法不一定是好方法。在失望過后，有業(yè)內人士開始發(fā)聲，勸慰同行向前看：如果電網側儲能可以計入輸配電定價成本，儲能行業(yè)將變成一個完全由電網公司主導的市場，眾多規(guī)模遠不及電網公司的中小企業(yè)將在發(fā)電側和用戶側失去大量機會。
從長遠來看，這確實為眾多儲能企業(yè)保留了機會。但短期來說，電力市場無法一天建成，儲能缺乏有效的市場機制，這一困難又是迫切的。
不過，輔助服務市場改革正在緩緩向電化學儲能開放懷抱。在山西、京津冀、蒙西之后，2019年廣東成為儲能火電聯合調頻的新戰(zhàn)場。2018年下半年，南方（以廣東起步）調頻輔助服務市場進入試運行。2018年底，云浮電廠儲能項目首先在廣州投運，到目前為止，已有至少四個項目陸續(xù)投運，數十個項目處在招標和在建階段，甚至連本來就擅長調頻的氣電廠都加入了競爭。
從國外輔助服務市場以及國內山西等省情況來看，儲能調頻收益可觀，但也是一個會迅速飽和的市場，因此搶占先機至關重要。在這樣的心理預期下，儲能企業(yè)競爭激烈。
除了華潤鯉魚江項目，目前儲能調頻項目基本都由儲能企業(yè)投資運營，電廠只提供場地并配合建設，項目建成后電廠與投資方對收益分成。從2018廣東開啟調頻輔助服務市場以來，這一分成比例在逐漸向電廠傾斜。早期，儲能企業(yè)的分成比例可以達到七八成，現在已經達不到。例如，粵電靖海電廠調頻項目在8月開標，浙江德升新能源中標，其與電廠的分成比例前五年為65:35，后五年為40:60。
一些業(yè)內人士對于這樣的“拼價格”表示擔憂，廣東市場儲能項目增加到近二十個后，市場空間已經變得十分有限。同時，目前企業(yè)普遍缺乏項目運維經驗，在已投運項目中，已經出現不到一年就更換電池的情況，因此后期運維成本也不能忽視。
盡管儲能在技術上可以獨立運行，但目前發(fā)電側多數儲能電站都沒有獨立身份，對于必須和電廠聯合，有業(yè)內專家將其比喻為“為了戶口嫁人”。對獨立儲能電站的探索首先發(fā)生在山西。2019年8月26日，山西天石電力公司發(fā)布獨立電儲能電站招標公告，項目內容為50MW/200MWh調峰電站和30MW/15MWh調頻電站。
實際上，山西早在2017年就出臺政策推進獨立儲能電站參與調峰調頻，并在2018年確定同煤和晉煤兩家企業(yè)為試點單位，總規(guī)模達到150MW/600MWh。可惜此后未見項目進展。
2019年年底，國家能源局委托行業(yè)組織研究獨立儲能設施和聯合儲能系統（火電儲能配套、可再生能源儲能配套、用戶側儲能等）參與電力輔助服務市場機制的方式方法。對于儲能在電力市場中的可能性，各方仍在探索，儲能行業(yè)還需耐心等待電改帶來的新機會。
韓國敲響安全性警鐘
如果把視線擴大到全球，2019年儲能行業(yè)的關鍵詞必然少不了“安全”二字。
2017年8月至今，韓國已經發(fā)生了27起電化學儲能起火事故，起火最頻繁的是2019年1月，一個月就連續(xù)發(fā)生四起火災。LG化學和三星SDI在韓國國內儲能市場各占約三成的市場份額，在這27起火災中，超過一半的儲能電站都是用了這兩家公司的電池。
韓國產業(yè)通商資源部從2018年年末開始開展安全檢查，在2019年1月，韓國行政安全部對345個安裝在公共機構的儲能電站下達了立即停止運行的命令。2019年成為韓國儲能產業(yè)的檢查和整頓之年。
6月，產業(yè)通商資源部公布了火災調查報告，調查報告并未直接指責任何企業(yè)，對事故原因也采用“推測”的謹慎表態(tài)。調查報告認為電池系統缺陷、針對電沖擊的保護體系不周、運營管理環(huán)境不佳和系統綜合管理體系欠缺都可能導致火災。
這份溫和的調查結果既沒有阻止火災的繼續(xù)發(fā)生——2019年下半年又有4起火災發(fā)生，也沒能令業(yè)內人士信服，報告中沒有提及的電池本體問題反而是不少業(yè)內人士眼中的重點。
韓國儲能電站主要使用三元鋰電池。有專家指出，如果是單個起火事件，原因可能會有很多種，但如果大規(guī)模出現事故，大概率是電池本身的問題。就電池本體材料特性而言，三元電池在能量密度上優(yōu)于磷酸鐵鋰電池，但更容易發(fā)生熱失控。在此事之前，中國已有電池專家呼吁三元鋰電池不宜用于儲能。在中國，儲能電站大部分也都使用磷酸鐵鋰電池。
由于韓國方面沒有披露相關細節(jié)，技術路線選擇引發(fā)事故只能成為推論。不過有專攻國際市場的儲能企業(yè)告訴eo，目前國際上對于三元電池用于儲能的態(tài)度正在逐漸轉變。早期，國際市場中儲能電站多使用三元電池，這與電動汽車和動力電池發(fā)展路線有關，但今后使用三元電池的儲能電站可能會更難通過消防檢驗。
安全是任何產品的底線，卻也是電池類產品的難點。鋰電池屬于電化學體系，能源轉化過充中有復雜的化學變化，電池起火速度極快而且滅火難度大，起火過程中還可能產生有毒有害氣體，危及人身安全。2019年4月，美國亞利桑那州就曾發(fā)生一起儲能電站起火，導致4名消防員受傷。因此對于許多儲能企業(yè)來說，其產品設計的目標都是把事故消滅在萌芽階段。
2019年諾貝爾化學獎授予了鋰電池發(fā)明過程中三位關鍵的科學家，以表彰他們創(chuàng)造了一個“可充電”的世界，此時距離鋰電池商業(yè)已有近三十年時間。而“安全地充放電”則是一個要延續(xù)到下一個十年，甚至下一個三十年的大課題了。
