迎击万亿储能产业发展痛点

       当储能产业发展如火如荼之时，一个吊诡的现象却成为行业的心结。近些年，储能产业年年火，可何时为“元年”却迟迟未决。业内人士认为，国内储能产业已经走到了“爆发前夜”，随着短期政策常态化落地，产业元年的到来只差临门一脚。

事实上，国内储能行业最近几年一直上演着“冰与火”之歌：一方面，巨大的市场发展潜力，催生着各路人马涌入这个万亿赛道；但另一方面，模糊的商业模式和安全标准，又阻碍了产业快跑的步伐。

于是，“短期看政策，长期看成本”，成为国内储能行业的普遍心态。而这一心态的背后，是整个储能产业对经济性、安全性的重视。

“今年储能行业发展的趋势明确，值得期待。”上能电气储能事业部销售总监罗琦在接受21世纪经济报道记者采访时表示，但产品安全性标准以及一个可操作的市场化交易规则何时出台成为目前制约储能产业发展的关键因素。

目前，储能行业竞争者众多，但尚未出现大的头部主导型企业。IC photo

安全之殇

第十一届中国国际储能大会正在杭州召开。21世纪经济报道记者注意到，不同于往届，本次大会的主题特别强调了“坚守储能安全底线”。

中国已经成为全球最大的可再生能源生产和消费国，由于风、光等可再生能源具有随机性、波动性、大装机小电量等特性，目前电网对可再生能源的消纳能力已经逐渐逼近天花板。储能，正是解决消纳问题的关键辅助技术。

不可否认的是，储能市场空间潜力巨大。方正证券预测，预计到2025年，全球发电侧、电网侧、用户侧累计的储能规模超过205GWh。此外，根据国家发改委、国家能源局今年4月份发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，提出到2025年，我国实现新型储能装机规模达到30GW以上。而截至2020年底，国内新型储能机组累计装机仅为3.8GW。这意味着，若要完成上述目标，未来五年储能行业的复合年均增长率超过50%。

然而，正当储能发展势头十分火热之际，一连串的安全事故正在给行业敲响警钟。

目前，储能技术大致可分为抽水蓄能、电化学储能以及氢储能。21世纪经济报道记者注意到，抽水蓄能是目前国内应用最为广泛的储能形式。这一技术受地理环境影响大，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。

电化学储能受益于新能源汽车快速发展和锂电池成本快速下降，有望成为未来主流的储能技术路径，而这一技术的发展便受制于安全和成本。

今年4月份，北京国轩福威斯光储旗下的一储能电站发生火灾事故，救援过程中更是突发爆炸，造成多名人员伤亡。该事故的发生直接将储能的安全问题推到了台前。一位业内人士对21世纪经济报道记者透露，此前相关部门已经开始制定储能行业市场化、规模化发展的相关产业政策，但该起安全事故出现后，政策出台周期随之被拉长。

综观国内外，电化学储能电站安全事故也并不少见。2017年至2019年，韩国1000余座电化学储能电站发生较大火灾23起，每座电站年发生火灾概率约达到1.5%。2020年3月，美国亚利桑那州储能电站故障冒烟，消防员进入检查后发生爆炸，造成多人受伤。

“储能行业的第一个痛点就是安全，离开了安全，所有的经济性都是没有价值的。”西安奇点能源科技有限公司董事长刘伟增告诉21世纪经济报道记者，电化学储能产品着火的概率不可避免，但眼下储能行业却没有有效的灭火方式，而多起储能安全事故更是增加了大家对储能安全性的顾虑。

不过，安全事故的发生却也给了储能行业重新出发的机会，让业内更多去关注产业安全标准的完善和制定。

中国科技大学教授孙金华在今年的国际储能大会上建议，相关部门应制定科学合理的电化学储能电站火灾安全设计规范，发展电化学储能电站火灾安全的多级保障技术。

在孙金华看来，多级保障技术应分为本体安全、过程安全、消防安全三部分。本体安全即进行安全锂离子电池开发，提升正极材料在高温下的安全性；过程安全即做好锂离子电池火灾预测预警技术及装备开发；消防安全即发展锂离子电池及模组高效灭火和抗复燃技术。

经济性之困

目前，储能行业竞争者众多，但都以实力单薄的中小型企业为主，尚未出现大的头部主导型企业。中关村储能产业技术联盟4月发布的《储能产业研究白皮书》就指出，当前储能行业大多数经营者尚未找到适合自身发展的市场机制和商业模式，电力市场机构滞后缺模式，技术厂商靠垫资，集成商担风险。

值得一提的是，目前占绝大多数的新建风电、光伏发电侧项目属于强配储能，缺乏模式和价格传导机制，容易产生低价的无序竞争。2020年5月份，三峡新能源青海锡铁山流沙坪二期风电场储能项目EPC工程开标，1.699元/Wh的EPC价格虽然创下了当时风储EPC单价最低纪录，但在业内看来，这一价格已经远低于行业认可的成本价。

低价竞争的现象，凸显了国内储能产业发展的商业模式困局。“储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者。”科华数据股份有限公司新能源事业部技术总工侯朝勇认为，储能系统收益可以体现在多个环节，但投资成本往往由单一环节承担。

21世纪经济报道记者注意到，目前国内储能项目的订单大多源自政策驱动，储能系统参与电价交易的机制还未理顺。“我们认为储能产业最大的制约还是经济性问题，虽然政策驱动风光储拉动规模上量，但是目前来看仍缺乏成熟的成本传导机制，商业模式缺位的情况下，并网为目的的强配储能容易转化为价格战，不利于产业的健康发展。”浙商证券分析称。

不过，在侯朝勇看来，随着电力市场化的进程持续推进，储能成本在电力体系各环节中的传导将更为顺畅，储能投资将由“外部因素推动”向自身经济性驱动转变。

两年前，国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》，明确电储能设施不得计入输配电价，在一定程度上影响了电网企业投资储能的积极性，且导致了2019年储能市场的增速遇冷。

但积极的信号正在释放。5月25日，国家发改委正式对外公布了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（下称《行动方案》）。《行动方案》提出，将继续推进输配电价改革，理顺输配电价结构，提升电价机制灵活性。同时，该方案再度明确，要落实新出台的抽水蓄能价格机制，建立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。

那么，国内储能产业距离经济性还有多远？侯朝勇认为，在光储平价应用上，目前“光伏LCOE（平准化度电成本）+储能成本”在电价大于0.62元/kWh的地区已经具有经济性；在削峰填谷收益方面，当储能价格降到1.4元/Wh时，“峰谷+峰平”平均差价0.6元/kWh的地区可以实现内部收益率达到8%以上，具有经济性。

“我们预计明年储能电池的成本会降到0.6元以下，系统集成成本可以做到1元以下。”刘伟增告诉21世纪经济报道记者，明年国内储能市场会迎来一个爆发性增长。