储能产业临界点

沈小波

电力行业的市场化改革让储能产业接近了临界点，爆发的导火索可能是技术的进一步突破，也可能是具体补贴政策的落地。

中国储能业正处于一个商业化井喷的关口，不断有新的公司加入、新的项目诞生。

5月25日，猛狮科技电源科技股份有限公司与陕西省定边县签署框架协议，未来三年内，猛狮科技将在定边县投资53.7亿元，建设包括光伏电站、风电场、储能电站在内的储能示范基地，核心是两期总规模共计510MWH的储能电站。

猛狮科技（002684.SZ）副总裁李青海称，猛狮科技看好储能产业在国内的前景，大手笔投资是为了探索商业模式并提前布局。

距此约半个月前，大连市政府公布消息，国家能源局批准在大连建设国家化学储能调峰电站示范项目，规模为200MW/800MWH，这是首个国家级储能示范项目，建成后将成为全球最大的化学储能电站。

这只是今年以来储能项目数量、规模明显增长的两个案例。作为对比，中关村储能产业技术联盟统计数据显示，截至2015年底，中国储能累计装机仅为105.5MW;全球储能累计装机也不过946.8MW。

储能未来市场巨大。中关村储能产业技术联盟秘书长张静告诉《财经》记者，只需要政府提供政策倾斜和一定的补贴，到2020年，中国储能总装机规模将达14.5GW;而随着政府政策支持力度的加大，新的市场机制的形成，总装机规模将有望达到24.2GW（2015年中国电力总装机规模突破1400GW）。

得益于技术进步、成本降低，在目前无补贴的情况下，储能在峰谷价差套利、辅助服务市场及可再生能源限电解决方案上已实现有条件的商业化运行。

业内人士普遍认为，储能产业的爆发已经接近临界点，爆发的导火索可能是技术的进一步突破，也可能是具体补贴政策的落地。

储能有利于提升电力系统的运行质量、效率，但本身并不创造价值，如何为其定价是一个难点，国外通过成熟的电力市场，很容易为其定价，而国内电力市场化改革还未完成;另一方面，储能可以提升电力系统效率，前提是电力系统对效率敏感。

布局

依据自身的比较优势和对储能市场的判断，相关公司正在积极布局，具体策略上各有不同。

阳光电源股份有限公司是国内最大的光伏逆变器制造商，储能是其早就布局的一个重要战略方向。

阳光电源（300274.SZ）的策略是，定位为一个储能系统的集成商，结合自己在储能双向变流器上的技术专长，与外部的电池技术提供商进行合作。

2014年底，阳光电源与三星SDI公司签署协议，成立了三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司两家合资公司。三星阳光从韩国引进生产线，负责生产锂离子储能电池包，三星SDI占股65%、阳光电源占股35%;阳光三星负责生产储能双向变流器并储能系统集成，阳光电源占股65%、三星SDI占股35%。

《财经》记者了解到，到今年底，三星阳光将达到100MWH的电池产能，明年预计可实现500MWH的设计产能。而相配套的阳光三星下月初即将竣工，这意味着阳光电源即将开始批量化生产基于三星电池的储能系统。

阳光电源董事长曹仁贤表示，根据项目实际需求，阳光电源的储能系统是开放的。

由于成本较高，国内储能市场还未完全启动。阳光电源的储能业务面向国内、外两个市场。曹仁贤告诉《财经》记者，等到国内储能市场大规模启动再布局就晚了，必须提前占位。

科陆电子（002121，SZ）的策略与阳光电源相近，科陆电子拥有自己的储能双向变流器、电池管理系统技术，合作方是LG化学。科陆电子选择与LG化学成立合资公司，科陆电子占股70%、LG化学占股30%，合资公司主营业务为储能电池组的生产、销售，一期电池包的产能为400MWH，预计2017年初批量生产。

科陆电子同样将自己定位为一个储能系统集成商，在未来的具体项目上，招标需求系统也可开放给其他电池技术提供商。

储能业内部还活跃着大量的储能技术提供商，大连融科储能技术发展有限公司是其中的佼佼者。备受瞩目的大连国家级储能示范项目就是采用大连融科独家的全钒液流电池储能技术。相对于其他公司，大连融科更侧重自己在技术上的独家竞争力。

大连融科副总经理张华民称，大连融科会专注于全钒液流电池储能技术的研发、进步，并延伸至整体的储能解决方案，未来也不排斥和第三方合作，通过技术许可等方式来获得收益。

还有一些公司将目光聚集在了储能电站的投资收益上，南都电源动力股份有限公司是其中的典型代表。南都电源（300068.SZ）正在推行其“投资+运营”的储能发展模式，依靠自有的铅碳电池储能技术，向下游延伸，投资建设储能电站，来获取储能电站的运营收益。

猛狮科技则介于系统集成提供商和投资、运营之间。猛狮科技拥有自己的锂离子电池产品线，但储能系统同样会根据项目要求，向外部开放。李青海表示，猛狮科技储能业务的重心在国外，国内主要进行商业化的探索，并寻找一些合适的项目投资。

突破

由于技术进步，成本降低，储能在目前的零补贴状况下，正突破经济性的挑战，开始进行有条件的商业化运营的探索。

南都电源总裁陈博多次公开表示，今年将是储能的商业化元年。陈博所依据的，正是南都电源自己开发的铅碳储能技术。

南都电源所探索的是储能的“峰谷电价”套利模式。峰谷电价是指在用电高峰、低谷时段设置不同的电价，高峰时电价高、低谷时电价低，用价格手段来进行调节用电需求，削峰填谷。“峰谷电价”套利，简而言之，储能系统在低谷时段充电，高峰时刻放电，通过峰谷价差获利。

峰谷价差套利，在国外是一种成熟的商业模式。上世纪末，国内也开始推广峰谷电价，但是峰谷价差套利始终没有发展起来。中国峰谷电价差一般在3倍-4倍，相对较小，国外价差最高可达10倍以上;另一方面，储能系统成本较高。

南都电源的铅碳电池储能技术源于大家熟知的铅酸电池技术。铅酸电池相比其他电池技术，具有成本低的优势，但是循环寿命较短，过去常用作电信基站的备用电源。

铅酸电池改良为铅碳电池后，循环寿命大大提升。据南都电源的公开资料，在50%的放电深度下，南都铅碳电池的循环寿命达到了6000次，而原来铅酸电池仅为1500次。这意味着电池每次充放电的成本大大降低，这对频繁充放电进行峰谷价差套利来说至关重要。

据南都电源的对外口径，铅碳电池充放一次的度电成本已经降低为0.3元，整个储能系统度电成本在0.5元以下。南都电源得出结论：峰谷价差大于0.75元时，储能电站可以实现独立的商业化运行。

南都电源在沿海峰谷价差较高的地区，投资储能电站，推进“投资+运营”模式。南都电源希望今年落地的储能电站至少在500MWH以上，其中一半以上要投产运行。陈博告诉《财经》记者，相比出售设备，他更看好运营储能电站的利润前景。

另一种模式是通过辅助服务来获得收入。但国内辅助服务市场仅在局部地区有试点，激励也不足，储能很难在其中实现商业化运行。但睿能世纪科技有限公司是一个例外。

睿能世纪与京能集团下属的石景山燃煤热电厂合作为华北电网进行联合调频。这一项目2013年9月正式运行，2015年3月，北京市为压减燃煤，关停了石景山燃煤热电厂，这一联合调频项目也被迫宣告终止，前后运行约一年半时间。

早在2009年，华北电监局就开始在华北电网区域试运行《华北区域并网发电厂辅助服务管理细则》，其中有偿辅助服务包括自动发电控制、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制、黑启动。

睿能世纪的模式很简单，用储能系统配合燃煤电厂为电网提供有偿辅助服务，获得收益后双方分成。睿能世纪董事长俞振华称，每次辅助服务的收入很少，但每天次数很多，最高可达“上千次”，所获收益可以实现储能系统的商业化运行。

俞振华透露，由于前次合作的良好成果，睿能世纪正和京能集团推进第二个储能调频项目;不过俞振华表示，这一业务模式要与火电厂对接，具有极高的技术门槛，并非所有厂商都可以随意进入。

近些年来，弃风弃光情形严重，业内也在探讨一种新的商业模式，即当光伏电站、风电场不能并网时，可以持续运行为储能系统充电，等并网状况缓解，再放电上网。这一模式的衡量价格实际为光伏电站、风电场的并网电价。

曹仁贤表示，需要注意的是上网电价较高的光伏电站，尤其是早期并网的一些电站（越早并网电价越高）。

阳光电源曾为一个遭遇弃光的光伏电站提供储能系统，电站上网电价是1.15元/KWH，储能系统采用锂离子电池，因为储能系统报价较低，电站业主的投资收益还不错。

曹仁贤表示，阳光电源会在国内寻找类似的市场机遇，愿意让出部分利润，优先开拓市场，“先打响品牌”。

另一方面，由于国家一直鼓励储能产业的发展，示范项目通过“一事一议”的方式获得特殊政策，也成为一条新的路径。

以大连储能示范项目为例，据张华民介绍，近年来储能技术成本大幅下降，但在目前条件下商业化运行仍有困难，储能项目还需要国家的政策扶持，“这也是项目上报能源局批准的原因”。

知情人士透露，相关方正在积极向能源局申报，大连储能示范项目的电价，参照抽水蓄能的电价形成机制。

猛狮科技也是如此。猛狮科技的储能电站目标是吸收定边县周边的弃风、弃光电能，通过储能电站平稳并网，并为电网提供备用储能控制服务。李青海表示，猛狮科技正与相关方进行洽谈，以设计一个特制的机制，保证储能电站的商业化运行。

在一些较低成本技术、特定地区的条件下，储能业已经可以实现商业化的运行，但对更多的储能技术路线、更广大地区来说，储能产业真正的商业化运行，还有待技术的进一步突破或补贴政策落地。

前景

从短期来看，储能产业发展，需要扶持政策的刺激，从中长期看，储能产业需要不断进行技术突破，提升安全性、使用寿命等多项指标，此外，储能产业的健康发展，离不开成熟健全的电力市场。

陈博认为，中国电力市场化程度不够，电力价格形成机制比较固化;交易依托于标杆电价和计划电量基础之上，市场本身没有反映一个变化周期内电力实际供需变化的价格信号;依托“计划调度+中长期交易”运行模式，发电企业和用户基本不关注电力系统的实时平衡，实际用电曲线和发电曲线与交易不太相关。

在这样僵化的电力体系下，储能为电力系统提供的服务没有回报，缺乏价值体现的机制。储能辅助服务应用价值难以量化，如调峰、调频、调压、黑启动等电力辅助功能没有量化的服务费用;提高可再生能源的友好接入没有直接量化的收益。

俞振华认为，如果电力实现自由交易、电价由市场决定，辅助服务市场逐步完善，储能应用的商业模式会自然而然地出现。

业内普遍认为，中国峰谷电价制度，限制了峰谷价差套利的空间。中国峰谷电价由政府部门制定，变动周期长，具有滞后性，不能很好地反映电力的供需关系。而根据电力供需的波动曲线，在自由市场的情况下，峰谷电价的价差会进一步扩大。

中国正在进行中的电力市场化改革，对储能产业发展意义重大。

目前仅末端的售电环节放开，对储能产业即是巨大利好。比如，峰谷价差套利模式绕不开售电环节、售电不放开，这一模式也无法落地。

清华大学电机系教授夏清表示，电力市场化改革的下一步，就是建立一个真正的电力现货交易市场。现货市场建立后，储能会有一个很好的价值体现。

“现在走在正确的路上。”夏清说，“一步一步来，不着急。”