儲能市場的火爆正迎來一輪又一輪的“掘金者”。近日，隨著動力電池獨角獸寧德時代攜手逆變器龍頭科士達聯手入場，新一輪較量再掀高潮。

4月26日，《2019中國儲能產業現狀分析與展望藍皮書》（以下簡稱《藍皮書》）在第九屆中國國際儲能大會上正式發布，為火爆的儲能市場帶來一劑“強心針”。《藍皮書》旨在系統梳理產業發展的內在邏輯和發展脈絡，為產業健康發展建言獻策。

“當前，部分儲能產品存在沿襲動力電池制造體系的‘路徑依賴’問題，若僅認為儲能是電池行業的延伸，會極大限制產品創新、商業模式創新。產業的真正競爭壓力來自其他能源電力技術進步帶來的市場空間擠壓，而并非僅僅同業間的技術路線之爭或產能比拼。”國網能源研究院能源戰略與規劃研究所高級研究員元博如是說。

電源側“火”熱“風”冷

《藍皮書》顯示，2018年儲能市場規模持續增長，年新增規模首次超過1GWh，我國電化學儲能市場增速正式步入“GWh時代”。

隨著電化學儲能技術經濟性快速進步和電網公司向綜合能源服務轉型的步伐加快，大規模電網側儲能的投資建設在2018年拉開了示范應用的大幕，電網側儲能呈現爆發狀態。《藍皮書》同時指出，盡管發展迅速，電網側儲能盈利模式尚不清晰。另據4月22日發布的《輸配電定價成本監審辦法（修訂征求意見稿）》，明確電儲能設施等不得計入輸配電定價成本，電網企業還將面臨成本疏導等難題。

與電網側儲能呈現爆發態勢不同，《藍皮書》認為，目前電源側儲能已呈現“火”熱“風”冷的發展形勢。隨著多地相繼出臺了輔助服務市場相關文件，山西“電源側調頻”模式不斷復制到內蒙古、廣東等地區，系統集成商和項目開發商都在積極部署火儲調頻市場，競爭持續加劇。與此同時，國內新能源電場配置儲能項目不多，基本上是上網電價較高的光伏電站為了解決棄光問題而建的電站。這與火儲聯合市場的火熱相比，輔助新能源并網的儲能市場關注度相對較低。

“火電業主與儲能運營商的收入比例上升，無疑會進一步壓縮儲能廠商的獲利空間。輔助新能源并網的模式將進一步失去優勢。隨著新能源平價上網政策的推進，建立在‘解決棄電’基礎上的盈利模式或將失去吸引力。”元博提醒。

用戶側儲能目前整體也出現放緩趨勢。對此，《藍皮書》指出，2018年用戶側儲能市場熱度有所降低，主要是受到兩個方面影響：一方面是2018年電網側儲能的崛起，另一方面是峰谷價差變化趨勢存在不確定性。

“用戶側儲能當前主要通過峰谷套利、降低需量電費、參與需求響應、動態擴容等商業模式降低用能成本、提升用能效率。其中，工商業峰谷套利、需量電費管理、需求側響應等是用戶側儲能主要盈利渠道。該模式主要集中于負荷峰谷差率、電價峰谷差較大的中東部地區。”元博說。

他同時提醒，峰谷套利模式的可持續性依然存疑。由于近年來國家一直推行降價減負政策，而峰谷價差的設置原則一般是不改變平均電價，因此峰谷價差存在降低的預期。

電網側、用戶側儲能將引領增長

來自2012~2017年的儲能產業數據顯示，儲能電池成本年均下降超過15%，其它PCS、BMS等軟硬件及施工成本下降速度更快，年均超過25%。對此，《藍皮書》預測，從中長期來看，隨著技術進步和規模效應的擴大，非抽蓄儲能成本將繼續保持快速下降趨勢，預計到2035年功率成本（6小時系統）及度電成本與抽水蓄能持平。

《藍皮書》還預測，2020年前，電網側和用戶側儲能將繼續引領非抽蓄儲能增長。預計到2020年電網側、用戶側儲能占非抽蓄儲能比重分別約47%和39%。若安全問題和成本疏導問題可妥善解決，電網側儲能規模可能進一步擴大。

“需要注意的是，2020年前非抽蓄儲能高速增長的原因較復雜，其技術經濟性實際還遠未成熟，市場預期向好。”元博提醒。

值得一提的是，作為儲能未來應用的最大領域，新能源規模和占比的持續提高將成為中遠期儲能在電力系統中應用需求提高的最主要因素之一。從發展布局看，儲能在西部北部新能源富集地區的比重不斷提高，將從2020年的10%以下，提高到2035年的30%，2050年或達到50%左右。《藍皮書》還預測，到2035年新能源裝機將超過13億千瓦，較2020年新增6億千瓦以上，若按平均10%的容量配置儲能，可帶來億千瓦級新能源側儲能市場。

與此同時，輔助新能源并網也有望成為未來電源側儲能的市場主流。儲能成本持續下降，儲能輔助新能源并網的經濟性有望提高，未來低成本高效率的儲能將成為新能源電站平滑出力、減少棄風棄光的重要技術選擇。

“建議政府積極引導儲能向新能源資源富集地區發展，并制定因地制宜的差異化儲能發展規劃及相關配套政策，一方面提高新能源電站的出力可控性，另一方面將棄風棄光等問題真正在源端解決。”元博建議。