编者按：2019年是储能发展的寒冬，经过一年的调整，中国储能产业想要发展，关键在于用户侧。 

与2018年的爆发式增长相比，2019年储能市场的急转直下令所有从业者始料未及。毕竟年初之际，江苏二期电网侧储能项目顺利启动，浙江、湖南等省的规划、招标也进行得轰轰烈烈。

然而，正当储能人准备趁着这大好开端，撸起袖子加油干的时候，却发现储能产业像坐着过山车一样，从春天直接跳到了冬天。

不过也有人调侃：这个行业有过春天吗？过去两年所谓的产业爆发都是基于个别公司的大规模带动，并不具有代表性。正所谓“一花独放不是春 ”，如果过滤掉电网公司和南都电源两个重要的新增点，其实储能的春天从未来过。

与此同时，也有不少从业者表达了对当下产业的担忧：市场形势糟糕，从业人员士气低落，供应链哀鸿遍野。与蓬勃向上的国外市场相比，中国的储能产业，在商业化前夜的关键时刻，会不会丧失了先发优势。

而这种担忧也并不是毫无根据的杞人忧天。

众所周知，国内做储能投资的企业生存状况十分恶劣。由于缺乏顶层设计，得不到银行和金融的授信与支持，纯粹靠自有资金勉力维持，制约了产业链上下游技术的进一步创新与发展。尤其是对以储能为单一主业的中小企业而言，已经到了生死存亡的关键时刻。

“先让自己活下来，然后等这个市场发生变化。”是当前多数储能企业的策略和共识。可以预见的是，未来两年的储能市场不会是歌舞升平和绿草鲜花，而是大浪淘沙甚至是黯然离场。

基于此，为了分析储能发展和应用过程中存在的问题，研究支持储能应用的政策措施，近期，国家发改委组织召开了“储能应用专题”会议。参会人员主要包括发改委、能源局旗下主要司局，电网公司，发电集团，储能企业及相关大学机构。

值得注意的是，这是时隔三个月之后，发改委再次针对储能召开座谈会。从现阶段来看，在电力市场一时不到位的情况下，要想推动储能产业的发展，无疑需要精细的，具有连贯性成体系的政策。

当下的储能产业充满了太多的未知因素，政策、技术、市场机制等，每一环的缺失都会令从业者困惑与焦虑，给产业的前行造成巨大障碍。尽管如此，我们依然应该清醒的认识到产业的发展不是一蹴而就的。

反观国外电改进程，美国、英国都经历了10-20年的时间。在电网从业者看来，中国新一轮的电改进程，速度并不慢。这种涉及公用事业的改革，必然是慎之又慎，逐步蜕变的。

电网侧储能被叫停后，未来中国储能市场的走势到底会如何？真正的春天何时才能到来？以磷酸铁锂为主导的中国本土储能企业能否崛起并参与全球的市场竞争？

电网“叫停”储能投资的两面

12月初，一则国网公司《关于进一步严格控制电网投资的通知》刷遍了朋友圈，这份文件再次明确叫停了国网公司及其下属企业投资“电网侧储能”，一时间悲观情绪甚嚣尘上。

2018年电网侧储能新增投运规模超过200MW，以国家电网为主导的“电网侧储能”接替用户侧成为产业投资的主力军。随着电网公司的“急刹车”，对于依靠电网大规模招标的储能设备企业来说，不得不重新审视当下的形势，对自身进行再定位，进行战略调整或转型。

电网公司之所以叫停“电网侧储能”，其实并不意外。在今年5月，发改委正式印发《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，这显然影响了电网企业投资储能的积极性。

客观地说，电网大规模投资储能带给产业的影响不言而喻。一方面，电网的大规模招标带动储能成本持续走低，也带动了大规模储能技术走向规范化，对产业所起正向的引导作用不可磨灭。但另一方面，对大多数储能企业来说，如果让储能进入输配电价，且不对电网侧投资储能给予监管和限制，电网直接参与市场化业务同样会引起竞争不公的担忧，那些零零散散的用户侧储能已无投资的必要性。

在发改委政策出台之前，由国家能源局立项，清华大学、中关村储能产业技术联盟、南方电网曾开展《电网侧储能关键技术及应用研究》，其中建议，如果由电网投资的安全应急和替代资产，应该纳入输配电价，只不过这一谏言并没有得到主管部门的认可。

有分析认为，从长远来看，电网的退出给了发电集团、其它国企、民营企业更多的投资机会，大家可以在更加公平、公正的市场环境中同台竞技。短期来看，发电集团会代替电网企业成为储能投资的主体，若国企央企等发电集团能率先进场并推动储能技术的进步和成本的下降，也会给其他中小企业带来更好的参与机会。

“新能源+储能”的喜与忧

电网不投资储能，电网就不需要储能了吗？随着新能源装机的不断增长，电网对储能的需求有增无减，未来的出路无外乎两条：第一，由第三方来代替电网投资电网侧储能；第二，新能源企业必须通过配置储能来解决自身的波动性问题。

12月26日，由上海电气电站集团投资的国内首个独立电网侧共享储能电站—美满共享储能电站，在青海格尔木正式开工建设，独立型储能电站总算在国内迈出了第一步。

青海美满储能电站在实际上与鲁能海西州多能互补项目类似，初期只能依靠市场化交易和调峰辅助服务来收回投资，本质上是享受早期高电价光伏带来的红利，利用其高电价分摊储能设施成本，但收益难言乐观，也并非长久之计。共享储能若要大规模发展，需要进一步深入探索适应储能发展、与储能价值匹配的电价机制。

对以风电、光伏为代表的新能源企业来说，两大电网严控投资并不是一件值得庆幸的事情。在此之前，为了完成国家层面2020年5%的弃风弃光目标，电网公司投入了大量的人力、物力和财力来解决新能源的消纳问题。

未来，电网的资金密集发展方式一旦转换，新能源企业将面临更为困难的局面。如果两大电网减少这种“出力不讨好”的资金投入，不仅仅已有的弃风弃光问题难以尽快解决，新增的风光电项目也将面临并网难、消纳难的局面。

目前安徽、山东等省份已开始鼓励风电、光伏业主自主配备适当比例的储能设施，但让新能源企业疑惑的是，适当比例具体是多少？发电企业投资储能如何保障投资有效回收？又是否有具体的鼓励措施？储能系统设备选型的标准是什么？

如果以上问题无法得到解决，“强制配储能”是一条不归路。作为发电企业和投资商来讲，只会选用价格最低廉的设备来获取并网资格。以安徽某风场20MW/20MWh的储能招标为例，一二线储能企业的报价基本在3600万-4000万之间，最低价格是2300万，差别之大超乎想象，“强制配储能”会让行业陷入低价竞争的恶性循环。

此外，新能源配置储能是放在直流侧还是交流侧，涉及到电网公司和发电集团之间的博弈。如果只考虑解决新能源的波动性问题，发电集团更倾向于将储能配置在直流侧，成本更低，效率更高，无需并网手续。后期随着国家对光伏容配比逐渐放开，直流侧储能可使未来光伏电站更加集成化。

按照新能源企业的普遍预测，“光伏+储能”的度电成本将在2025年低于火电，届时可以实现新能源与储能的深度融合。

真正市场化还看用户侧

用户侧因其广泛的应用场景被视为储能发展中最具潜力的领域，可以给大小玩家创造不同的空间，尤其是致力于储能领域的中小企业，大多数将用户侧作为其未来的主战场。

在2017年市场占比超过50%的用户侧储能从2018年开始变得沉寂，简单地说，还是因为账算不过来。首先，用户侧项目对成本非常敏感，在国家层面连降两轮工商业电价的情况下，单纯依靠峰谷套利的盈利模式让用户侧储能投资难以为继。其次，全球频发的安全事故难以打消业主和投资商对储能安全的担忧，由于缺乏相应的安全消防标准，导致很多储能项目无法推进和实施。

过去两年里，如果说电网侧储能的增长主要取决于国家电网的意志，那用户侧储能主要归功于南都电源“投资+运营”模式的带动。根据“储能100人”获得的数据显示，南都电源在用户侧的累计市场份额遥遥领先于其它企业。2019年，随着南都电源的储能战略由“投资+运营”的模式向电站出售、共建等方式转变，用户侧储能装机下滑也在预料之中。

从理论上说，用户侧储能除了可以通过峰谷电价差套利，还可以参与批发市场，通过电能量市场价差或参与辅助服务、需求侧响应等获得额外收益，这里多种收益是可以并存的。

受制于国内电力市场的不完善，多种收益模型在国内短期还缺少落地土壤。不少业内人士认为，用户侧储能下一阶段的推广速度最主要还是看度电次成本如何降低。从成本看，目前用户侧储能系统成本大约在1.5元/Wh左右，电池、PCS、BMS成本依然有下降的空间。在当前成本下，用户侧项目投资回收期在8年左右。如果将系统成本降至1.2元/Wh左右，投资回收期可以控制在5年左右，用户侧储能对投资者会变得更加具有吸引力。

1.2元/Wh被视为用户侧储能投资爆发的拐点，有不少储能企业负责人告诉“储能100人”，长期来看，PCS、BMS的成本都有希望降至0.1元/W、0.1元/Wh以内，1.2元/Wh乃至1元/Wh的系统成本仍然是可以预期的。

让业界担忧的是，国内电力资源普遍过剩，根据目前各地试运行的现货价格来看，电价波动幅度并没有被拉大，反而大幅缩小，储能单纯参与峰谷价差套利的风险在变大。

当下，用户侧储能能否顺利实现商业化的另一大变量在于退役动力电池的梯次利用，预计到2020年将有超过20GWh的动力电池退役。除了应用于铁塔的通信基站，梯次利用储能也成为众多企业的探索方向。

业界看好梯次利用储能的原因主要由以下两点：一、梯次电池的成本正在快速下降，2019年梯次电池的成本较2018年下降了30%，未来还有继续下降的空间；二、梯次利用作为国家战略，如果梯次利用是必须的流程，就会有相应的财税等优惠政策来推动产业的发展。

一位长期从事储能行业的人士认为，储能行业真正要崛起，一定是用户侧先起来。不管是电动车，还是储能，国家对行业的支撑是不会长久的。汽车行业要发展，一定是老百姓来买单；储能行业要发展，也一定是用户侧花钱。

对于当下的储能产业而言，2019不是一个至暗时刻，但这是一个关键时刻。尽管还原储能的商品属性任重道远，但政策制定者仍将属于市场的事务尽量交给了市场。尽管尚未有关于储能的顶层设计出台，但储能商业化的道路并没有走偏。

对于大多数储能企业而言，这是一个艰难的时刻，与此同时，这也是一个凤凰涅槃的时刻。毫无疑问，阶段性的盘整更有利于行业的长远发展。在新一轮产业竞争与洗牌之下，唯有拥有深厚技术资金背景，实力拔尖的企业才有改变储能格局的力量。相比光伏，储能的门槛更高，玩家自然会更少。

原标题：用户侧仍是中国储能产业商业化的关键