eo記者 陳儀方
從網(wǎng)上稍微搜索一下就能發(fā)現(xiàn)，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(diào)可能吊起了行業(yè)內(nèi)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(chǎn)業(yè)的好消息不多，壞消息不少。
據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)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(shù)據(jù)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(chǎn)業(yè)發(fā)展艱難。
樂觀的解讀是：從規(guī)?？?，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(shù)據(jù)產(chǎn)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(jīng)濟性出路
追求經(jīng)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(nèi)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(jīng)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(tǒng)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(gòu)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(jīng)濟性在2019年沒有明顯改善。
2019年最受經(jīng)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(lián)合發(fā)布《關于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)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(jīng)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(xiàn)，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(shù)，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(jié)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(shù)企業(yè)選擇放棄。
青海省的共享儲能也有經(jīng)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(xié)商或者集中競價與風電場和光伏電站達成調(diào)峰交易，交易后還有剩余充電能力的，還可以接受電網(wǎng)調(diào)度參與調(diào)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(xié)議，按放電電量計算，以度電0.7元的價格為其調(diào)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(diào)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(nèi)人士據(jù)此推算，在電池循環(huán)壽命范圍內(nèi)，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(cè)儲能顯得平靜許多。用戶側(cè)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(nèi)實現(xiàn)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(cè)儲能規(guī)模做到國內(nèi)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(cè)儲能。南都電源采用“投資+運營”的思路，以重資產(chǎn)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(diào)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(jīng)營情況看，宏觀經(jīng)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(jīng)營，從而對用戶側(cè)儲能產(chǎn)生沖擊。
盡管如此，還是有樂觀者看好用戶側(cè)儲能這一賽道。有儲能企業(yè)負責人告訴eo，用戶側(cè)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(cè)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(nèi)。
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(lián)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(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)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(wǎng)發(fā)布《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)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(chǎn)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(wǎng)側(cè)電化學儲能設施建設。
盡管電網(wǎng)公司的決策可以看做是對國家政策的落實，二者內(nèi)核并無本質(zhì)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(wǎng)側(cè)儲能成本被認定為“電網(wǎng)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(nèi)人士開始發(fā)聲，勸慰同行向前看：如果電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)公司主導的市場，眾多規(guī)模遠不及電網(wǎng)公司的中小企業(yè)將在發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)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(lián)合調(diào)頻的新戰(zhàn)場。2018年下半年，南方（以廣東起步）調(diào)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(shù)十個項目處在招標和在建階段，甚至連本來就擅長調(diào)頻的氣電廠都加入了競爭。
從國外輔助服務市場以及國內(nèi)山西等省情況來看，儲能調(diào)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(diào)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(diào)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(xiàn)在已經(jīng)達不到。例如，粵電靖海電廠調(diào)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(nèi)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(jīng)變得十分有限。同時，目前企業(yè)普遍缺乏項目運維經(jīng)驗，在已投運項目中，已經(jīng)出現(xiàn)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(cè)多數(shù)儲能電站都沒有獨立身份，對于必須和電廠聯(lián)合，有業(yè)內(nèi)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(nèi)容為50MW/200MWh調(diào)峰電站和30MW/15MWh調(diào)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(diào)峰調(diào)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?？上Т撕笪匆婍椖窟M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(lián)合儲能系統(tǒng)（火電儲能配套、可再生能源儲能配套、用戶側(cè)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(jīng)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(nèi)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(chǎn)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(gòu)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(chǎn)業(yè)的檢查和整頓之年。
6月，產(chǎn)業(yè)通商資源部公布了火災調(diào)查報告，調(diào)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(diào)查報告認為電池系統(tǒng)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(tǒng)綜合管理體系欠缺都可能導致火災。
這份溫和的調(diào)查結(jié)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(nèi)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(nèi)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(xiàn)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(zhuǎn)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(chǎn)品的底線，卻也是電池類產(chǎn)品的難點。鋰電池屬于電化學體系，能源轉(zhuǎn)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(chǎn)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(chǎn)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。
