电化学储能2018年的繁荣之下，仍然存在挑战，时至今日仍未找到一条切实可行的商业模式。
文 | 沈小波
4月底，有史以来最盛大的一届储能大会在杭州洲际酒店召开，约1600余人来到这个曾作为G20峰会主会场接待各国政要的国际化酒店，以探究储能行业一线的信息和机会。受快速增长的储能市场吸引，这次参会人数大大超过了去年的约1000余人。
在各储能种类中，电化学储能是其中最瞩目、增长最快速的储能类别。根据中国化学与物理电源行业协会在大会上发布的统计报告，2018年中国电化学储能市场累计装机功率规模达到1033.7MW，首次突破GW水平，2018年复合增长率达147%。
中国储能市场装机分布(RCESIP整理)
具体到2018年，全年新增电化学储能装机约为612.8MW，相比2017年新增的147.3MW，同比增长316%。由于电化学储能的爆发式增长，中国化学与物理电源行业协会储能应用协会秘书刘勇将2018年称之为电化学储能发展史的分水岭。
从应用场景看，2018年电化学储能的迅猛增长得益于电网侧储能的异军突起。所谓电网侧储能，即指由电网及关联公司投资、运营，并在电网侧发挥各种功效的储能项目。以镇江101MW电网侧储能项目为标志，2018年电网侧储能成为2018年电化学储能新增规模最大的一个类别。
中国电化学储能装机功率累积增长(RCESIP整理)
数据显示，2018年电网侧储能项目合计约241.8MW，约占电化学储能新增规模的39.5%。正是电网侧储能的快速增长，最终促成了2018年电化学储能项目的爆发式增长。
电化学储能2018年的繁荣之下，仍然存在挑战，时至今日，电化学储能仍未找到一条切实可行的商业模式。
具体到电化学各应用场景。2018年迅猛发展的电网侧储能项目，依赖电网公司的投资意愿，具体到项目本身，仍不具备经济性。
多位专家曾呼吁，将电网侧储能项目纳入输配电价核定成本范围，届时，电网侧储能项目可通过输配电价出口，来收回投资。
去年电网侧储能项目的兴起，在国家电网公司内部，属于科研示范的范畴，经历了第一批示范项目后，多位人士透露，去年年底，国家电网提出建设3GW电网储能项目的规划。
今年4月22日，国家发改委公告《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》，明确电储能设施不计入电网公司的输配电定价成本。
业内分析认为，如果没有输配电价的出口，电网公司很难大规模推进电网侧储能项目，不经济的电网侧储能项目，将拖累电网公司的业绩考核，这意味着国家电网原来的电网侧储能规划可能存在变数。
调频市场一直是公认的盈利模式最清晰的应用场景，以睿能世纪公司开创的“火电联合调频”模式为代表，第三方投资商通过与火电厂合作，先期投资建设储能项目，提高火电厂调频性能，来获得奖励再双方分成。
多位业内人士认为，这一细分应用市场规模有限，而且随着参与者日益增多，竞争日益加剧，单次调频的价格一再下调，从最早的15元/MW，下降到普遍的5元/MW，以及部分地区甚至不设价格底线，导致这个细分市场竞争日益残酷。
截至2018年底，电源侧调频储能项目累计装机约占总装机的16.4%，是各应用场景中占比最低的一类。
用户侧储能曾是被寄予厚望的应用领域，通过储能灵活的充放电性能，利用峰谷价差进行套利。
国内一家券商的研究员透露，在去年的电价水平下，一般工商业峰谷电价套利，只有在北京、江苏、广东的储能项目税前收益率能达到8%。
随着政府部门承诺今年进一步降低工商业电价10%，峰谷价差的空间进一步缩小，用户侧储能经济性进一步降低。
以用户侧储能领域的龙头企业南都电源为例，早在2016年，南都电源提出以投资+运营的模式推进用户侧储能项目，今年南都电源开始战略转向，出售持有的储能电站，并收缩投资规模，寻求业主、第三方或者合作投资的模式开发用户侧储能项目。
截至2018年底，在装机功率占比方面，用户侧储能装机规模占总规模约24.6%。
目前来看，影响储能市场发展的关键，仍然是储能项目本身缺乏经济竞争力。一位业内专家分析认为，从经济性看，储能行业的发展需要国家补贴，但从补贴的逻辑来看，国家很难对储能行业实现补贴。
如果以功率型应用来看，储能电池可以类比新能源汽车中的电池，国家通过补贴新能源车来支持锂电池的发展，但时至今日，新能源汽车补贴已急剧下滑，再对储能电池补贴很难实现。
如果以能量型应用来看，储能电池可以类比国家补贴的风、光新能源行业。但储能电站很难说是清洁能源，而且风、光也正向平价上网、零补贴的方向发展。
上述专家认为，在目前环境下，储能业需要拓宽思路。其一，扩展储能的范畴，不局限在储电，应与储热、冷等联合起来，为用户提供一揽子的综合能源服务解决方案；其二，现有的储能运行模式需要改进，比如峰谷套利需要进一步降低成本，比如，通过掌握用户的负荷曲线，降低容量电价成本，或与时下增量配网改革结合，从更高电压处购电，降低购电成本等。
业内公认，储能是未来电力市场中不可或缺的一环，在削峰填谷、调频等多种电力服务场景中将发挥重要作用，但目前储能项目的经济性仍有赖储能设备成本的进一步降低，以及对储能产生的效益仍没有清晰的定价机制，这有待电力现货市场建成，储能的价值才能完整体现。
刘勇也指出，目前，储能的价值收益难以充分体现，很多储能项目依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，但调频调峰的补偿机制不健全，峰谷电价依赖电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式。
尽管储能商业模式存在挑战，储能应用协会仍然认为储能前景光明。据储能应用协会发布的报告，2019、2021、2023将是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点，预计到2025年，中国电化学储能市场功率规模约28.6GW，以储能工程项目计算，市场份额将达1287亿元，整个产业市场规模具备万亿市场潜力。
