近日，中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)發布今年前三季度我國儲能市場發展情況。數據顯示，前三季度，我國新增投運的電化學儲能裝機規模同比大降近40%。

和年初樂觀預測不同，從目前來看，我國電化學儲能新增裝機規模未能延續2018年爆發式增長的盛況。目前，國內電化學儲能市場進展究竟如何，未來市場能否再現快速增長?

電網側儲能發展不及預期

今年，我國電化學儲能新增裝機量不及預期。據CNESA統計，截至9月底，我國電化學儲能累計裝機規模為128.03萬千瓦，較2018年底增長19.4%;今年1-9月，我國新增投運電化學儲能裝機規模為20.76萬千瓦，同比下降37.4%。這與年初“今年我國電化學儲能累計投運規模達到1.92吉瓦，年增速約為89%”的預測差距較大。

“其實，今年國內電化學儲能市場發展只是稍有停滯，主要是因為電網側儲能市場發展速度減緩，沒有延續2018年爆發式增長的熱潮。”一位不愿具名的儲能企業高管告訴記者。

數據顯示，2018年，我國新增投運電化學儲能裝機達682.9兆瓦，同比增長464.4%。其中，新增投運的電網側儲能規模為206.8兆瓦，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能應用之首;年增速更是達到2047.5%，呈爆發式增長態勢。

江蘇林洋能源股份有限公司能源互聯網首席資深專家曾繁鵬表示，電網側儲能項目單體容量較大，2018年該類型項目發展迅速，對整個電化學儲能市場貢獻不言而喻。今年來看，江蘇等省份的電網側儲能項目建設進度都有所放緩，導致電化學儲能新增裝機容量同比下滑。

“總體來看，電化學儲能累計裝機規模仍維持增長，只是發展速度稍有波動。一個新興市場出現這種情況十分正常，市場過熱發展反而不利于企業靜下心來認真思考，直線高速增長并非好事。”曾繁鵬認為，預計明年市場向好，但也不會重現2018年的爆發式增長的態勢。

缺乏可行商業模式

值得注意的是，2018年以來，我國有超過13個省市區都出臺了相關的儲能政策，覆蓋需求側響應、調頻調峰輔助服務、梯次利用等細分領域。然而，在眾多政策的支持下，儲能市場需求并沒有迎來快速增長。

上述高管稱，目前，儲能產業的相關政策僅停留在“鼓勵”層面上，沒有能夠形成盈利模式的具體措施。政策推進的是“一事一議”的示范項目，這不是一個市場行為，也無法促進市場化發展。

他舉例說：“比如新能源汽車產業，政府推出了補貼政策，補貼帶動了新能源汽車產業上下游及配套產業的發展，但政策‘只管一時，不管一世’。一個產業單靠補貼發展也不會好，還是要有盈利模式。”

據記者了解，目前，我國儲能產業可行的商業模式并不多。在用戶側儲能市場，有峰谷電價差套利，該模式是儲能產業最基本的商業模式。在發電側，參與火電調頻較為成熟。其他商業模式仍不清晰。

今年4月，國家發改委發布了《輸配電定價成本監審辦法(修訂征求意見稿)》，明確充電樁、三產、售電、抽水蓄能、電儲能設施乃至綜合能源服務等與輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電定價成本，這意味著此前市場期待的輸配電價還不能成為儲能行業新的可行商業模式。

“儲能作為一個新興市場，產業整體成熟度還不夠，不能簡單套用成熟市場的模式。”北京索英電氣技術有限公司董事長王仕城說，“建立市場化回報機制無疑為產業發展提出了新的挑戰。”

未達到市場需求的成本

國家電網能源研究院副院長蔣莉萍認為，儲能參與電力市場的空間，主要取決于國家能源轉型目標中對可再生能源發展的要求，也取決于電力市場運行對風電、光伏等新型發電技術的要求。

然而，在企業看來，目前電力市場對儲能的需求并不高，這也在一定程度上影響了儲能規模化發展進程。

“鑒于國家對清潔能源的支持，棄風、棄光正逐年減少。可再生能源電站對儲能裝置的實際需求并不高。同時，目前可再生能源電力也還沒有對電網造成較大影響，電網對儲能的剛需也沒有顯現出來。”上述高管稱，“用戶側方面，雖然僅近幾年儲能電池成本已有大幅下降，但仍維持在高位，沒有達到市場實際需求的成本。用戶花費大量資金安裝儲能裝置后，并不能為其帶來更多的效益，規模化發展也很難推進。”

曾繁鵬則表示，儲能可作用于電力系統的不同環節，發揮多種作用，從削峰填谷、平滑輸出，到調頻調峰、實現黑啟動等。但是，目前我國儲能項目的功能較為單一，如果能將多重功能相結合，儲能的可競爭力將會相應提升。

除了自身發展外，清華大學電機系教授夏清表示，推動電力現貨市場體系建設、靈活性資源市場化交易機制和價格形成機制等的建設也將促進儲能朝著更高質量、更有效率、更可持續的方向發展。