迎擊萬億儲能產業發展痛點

       當儲能產業發展如火如荼之時，一個吊詭的現象卻成為行業的心結。近些年，儲能產業年年火，可何時為“元年”卻遲遲未決。業內人士認為，國內儲能產業已經走到了“爆發前夜”，隨著短期政策常態化落地，產業元年的到來只差臨門一腳。

事實上，國內儲能行業最近幾年一直上演著“冰與火”之歌：一方面，巨大的市場發展潛力，催生著各路人馬涌入這個萬億賽道；但另一方面，模糊的商業模式和安全標準，又阻礙了產業快跑的步伐。

于是，“短期看政策，長期看成本”，成為國內儲能行業的普遍心態。而這一心態的背后，是整個儲能產業對經濟性、安全性的重視。

“今年儲能行業發展的趨勢明確，值得期待。”上能電氣儲能事業部銷售總監羅琦在接受21世紀經濟報道記者采訪時表示，但產品安全性標準以及一個可操作的市場化交易規則何時出臺成為目前制約儲能產業發展的關鍵因素。

目前，儲能行業競爭者眾多，但尚未出現大的頭部主導型企業。IC photo

安全之殤

第十一屆中國國際儲能大會正在杭州召開。21世紀經濟報道記者注意到，不同于往屆，本次大會的主題特別強調了“堅守儲能安全底線”。

中國已經成為全球最大的可再生能源生產和消費國，由于風、光等可再生能源具有隨機性、波動性、大裝機小電量等特性，目前電網對可再生能源的消納能力已經逐漸逼近天花板。儲能，正是解決消納問題的關鍵輔助技術。

不可否認的是，儲能市場空間潛力巨大。方正證券預測，預計到2025年，全球發電側、電網側、用戶側累計的儲能規模超過205GWh。此外，根據國家發改委、國家能源局今年4月份發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，提出到2025年，我國實現新型儲能裝機規模達到30GW以上。而截至2020年底，國內新型儲能機組累計裝機僅為3.8GW。這意味著，若要完成上述目標，未來五年儲能行業的復合年均增長率超過50%。

然而，正當儲能發展勢頭十分火熱之際，一連串的安全事故正在給行業敲響警鐘。

目前，儲能技術大致可分為抽水蓄能、電化學儲能以及氫儲能。21世紀經濟報道記者注意到，抽水蓄能是目前國內應用最為廣泛的儲能形式。這一技術受地理環境影響大，且由于抽水蓄能效率較低，在其他儲能技術逐漸成熟的情況下，其新增裝機增速逐年放緩。

電化學儲能受益于新能源汽車快速發展和鋰電池成本快速下降，有望成為未來主流的儲能技術路徑，而這一技術的發展便受制于安全和成本。

今年4月份，北京國軒福威斯光儲旗下的一儲能電站發生火災事故，救援過程中更是突發爆炸，造成多名人員傷亡。該事故的發生直接將儲能的安全問題推到了臺前。一位業內人士對21世紀經濟報道記者透露，此前相關部門已經開始制定儲能行業市場化、規模化發展的相關產業政策，但該起安全事故出現后，政策出臺周期隨之被拉長。

綜觀國內外，電化學儲能電站安全事故也并不少見。2017年至2019年，韓國1000余座電化學儲能電站發生較大火災23起，每座電站年發生火災概率約達到1.5%。2020年3月，美國亞利桑那州儲能電站故障冒煙，消防員進入檢查后發生爆炸，造成多人受傷。

“儲能行業的第一個痛點就是安全，離開了安全，所有的經濟性都是沒有價值的。”西安奇點能源科技有限公司董事長劉偉增告訴21世紀經濟報道記者，電化學儲能產品著火的概率不可避免，但眼下儲能行業卻沒有有效的滅火方式，而多起儲能安全事故更是增加了大家對儲能安全性的顧慮。

不過，安全事故的發生卻也給了儲能行業重新出發的機會，讓業內更多去關注產業安全標準的完善和制定。

中國科技大學教授孫金華在今年的國際儲能大會上建議，相關部門應制定科學合理的電化學儲能電站火災安全設計規范，發展電化學儲能電站火災安全的多級保障技術。

在孫金華看來，多級保障技術應分為本體安全、過程安全、消防安全三部分。本體安全即進行安全鋰離子電池開發，提升正極材料在高溫下的安全性；過程安全即做好鋰離子電池火災預測預警技術及裝備開發；消防安全即發展鋰離子電池及模組高效滅火和抗復燃技術。

經濟性之困

目前，儲能行業競爭者眾多，但都以實力單薄的中小型企業為主，尚未出現大的頭部主導型企業。中關村儲能產業技術聯盟4月發布的《儲能產業研究白皮書》就指出，當前儲能行業大多數經營者尚未找到適合自身發展的市場機制和商業模式，電力市場機構滯后缺模式，技術廠商靠墊資，集成商擔風險。

值得一提的是，目前占絕大多數的新建風電、光伏發電側項目屬于強配儲能，缺乏模式和價格傳導機制，容易產生低價的無序競爭。2020年5月份，三峽新能源青海錫鐵山流沙坪二期風電場儲能項目EPC工程開標，1.699元/Wh的EPC價格雖然創下了當時風儲EPC單價最低紀錄，但在業內看來，這一價格已經遠低于行業認可的成本價。

低價競爭的現象，凸顯了國內儲能產業發展的商業模式困局。“儲能成本的投資方往往不是儲能收益的享受者。”科華數據股份有限公司新能源事業部技術總工侯朝勇認為，儲能系統收益可以體現在多個環節，但投資成本往往由單一環節承擔。

21世紀經濟報道記者注意到，目前國內儲能項目的訂單大多源自政策驅動，儲能系統參與電價交易的機制還未理順。“我們認為儲能產業最大的制約還是經濟性問題，雖然政策驅動風光儲拉動規模上量，但是目前來看仍缺乏成熟的成本傳導機制，商業模式缺位的情況下，并網為目的的強配儲能容易轉化為價格戰，不利于產業的健康發展。”浙商證券分析稱。

不過，在侯朝勇看來，隨著電力市場化的進程持續推進，儲能成本在電力體系各環節中的傳導將更為順暢，儲能投資將由“外部因素推動”向自身經濟性驅動轉變。

兩年前，國家發改委印發的《輸配電定價成本監審辦法》，明確電儲能設施不得計入輸配電價，在一定程度上影響了電網企業投資儲能的積極性，且導致了2019年儲能市場的增速遇冷。

但積極的信號正在釋放。5月25日，國家發改委正式對外公布了《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》（下稱《行動方案》）。《行動方案》提出，將繼續推進輸配電價改革，理順輸配電價結構，提升電價機制靈活性。同時，該方案再度明確，要落實新出臺的抽水蓄能價格機制，建立新型儲能價格機制，推動新能源及相關儲能產業發展。

那么，國內儲能產業距離經濟性還有多遠？侯朝勇認為，在光儲平價應用上，目前“光伏LCOE（平準化度電成本）+儲能成本”在電價大于0.62元/kWh的地區已經具有經濟性；在削峰填谷收益方面，當儲能價格降到1.4元/Wh時，“峰谷+峰平”平均差價0.6元/kWh的地區可以實現內部收益率達到8%以上，具有經濟性。

“我們預計明年儲能電池的成本會降到0.6元以下，系統集成成本可以做到1元以下。”劉偉增告訴21世紀經濟報道記者，明年國內儲能市場會迎來一個爆發性增長。