2019年储能市场的迷失与希望

原本趁着2018年市场行情井喷，打算在今年大干一场的储能商，突然发现，单是活下去就几乎用尽全力。

在光伏领域，如果你问问那些布局了储能业务的企业，在即将过去的这一年，他们的储能业务做得怎么样？回答要么是业务停滞，要么只在国外，要么就是亏损——能在储能业务上赚钱的实在是寥寥无几。

而放眼整个储能产业，2019年罕见的出现了过去几年不曾有过的下滑状况，企业的日子苦不堪言，压力山大。

“从来没有一个新兴产业像储能这样，还没开始大家就拼得你死我活了，苦哈哈的，都不挣钱。”不止一位储能企业高管如此感慨。

众所周知，2009年，比亚迪在深圳坪山了建设了国内首个锂电储能电站。转眼间，以锂电为代表的电化学储能在中国的历史已有十年。这十年里，储能行业几经沉浮，充满了波折与不易，一大批从业者和领军企业推动储能从示范走到了商业化的门槛前。

十年的漫长积累，尤其在电动汽车的带动下，锂离子电池的成本下降超过了85%，储能系统的度电成本仅为原来的三分之一。一个被众多企业（包括光伏产业的大佬们）看好的产业，目前正遭遇巨大困境。

一个被能源界、电力界等都视为必然崛起的希望产业，缘何在今年停滞不前？它的发展到底面临哪些掣肘？这个行业到底需要怎样的政策引导与支持？储能的未来到底会怎样？

根据CNESA全球储能项目库统计的数据，2019年第一季度（1-3月），中国新增投运电化学储能项目的装机规模仅为50.5MW，同比下降13.7%，环比更是下降84.2%。第二季度可能略好一点，随着一些电网侧项目陆续投运，数据应不会比第一季度难看。但对近年来习惯从增长走向更快增长的业界来说，这已是一个前所未有的挑战。

事实上，风向并没有变，储能的机遇风口仍然在。过去一年多来，无论是在地理区域上，还是细分场景中，各类与储能相关的鼓励政策源源不断，储能被寄予众望的大势并没有逆转。只是时下的储能产业，就如同小镇青年一般，既有着强烈向上生长的欲望和野心，然而也容易迷失在真伪难辨的市场需求前。

在去年以电网侧为代表的储能浪潮驱使下，储能商提高了对今年的期望。但商业模式依然模糊不明，以及细分市场局部萎缩（用户侧尤为突出）的现状，显然让众多公司感到无所适从。

一方面，和储能有关的政策依然在延续、完善。一年多以来，在中央部委和各地方政府的推动下，几乎所有可能用到储能的地方都有相关文件出台，从而形成了一个包括针对现货、辅助服务、光储充、商业楼宇、梯次利用、需求侧响应、可再生能源并网乃至绿色产业目录在内的储能文件家族。

不过另一方面，虽然各种文件林林总总，但能切实激发市场动力的政策却屈指可数。有些政策创造了真需求，有些不能说是伪需求，但在成本核算之下，实在难以为继，市场规模也聊胜于无，暂时只能起到摇旗呐喊助长声势的舆论效果。

上述所列文件政策中，有些甚至是踩了刹车。发改委今年5月正式公布的《输配电定价成本监审办法》，明确规定储能电站不可列入输配电成本，这对电网侧储能发展的制约影响不言而喻。而蒙西电网“两个细则”2019版修订稿，则让调频补偿价格直接腰斩。政策的不稳定，很容易导致刚集结起来的投资力量溃散。

归根到底，中国储能产业能否穿越重重迷雾，走向商业化的大江大海，关键还是在于需求、安全和成本这三大要素。一些政策能创造需求，但安全和成本才是需求的基础。

储能的相对沉寂，根本原因即在于投资收益的不可控因素，并未随时间的推移而消失。反而在国内外一系列安全事故的影响下，增加了投资决策的阻碍力。

相比去年，2019安全问题所带来的消极矛盾更为突出。外有韩国储能电站连番起火，最终被迫全行业扫荡式整顿的启示；内有国内多起事故发生后，官方舆论语焉不详，业界则噤若寒蝉，从而以讹传讹导致病毒式恐慌。这些都让业主、投资者和政策制定者难免顾虑重重。

广义的安全还包括质量及寿命问题。以AGC储能调频为例，按照设计寿命，电池组深浅组合充放需保障3年以上，但在一些电站的实际运行中，由于电池跟调度指令跟的太狠，衰减得过快，本身充放值也未达到理论数据，以至才投运半年就需大规模更换，这不仅存在质量隐患，也意味着原有的全周期投资收益逻辑完全不能成立。

在成本问题上，由于近来一些关键原材料价格维持较高位置，储能系统的度电成本并未显著下滑。不过，TüV莱茵最近针对储能商做过一次调研，有高达64.3%的储能商认为未来三年内储能电池（pack）的价格会降至0.8元/wh以下，将比目前的1-1.2元/wh有较为显著的下降。

随着技术的进步，电池乃至整个系统的成本下降是可以预期的趋势。成本突破临界点，就是抵近商业化的时刻，行业也无可避免的到了大洗牌的前夜。

和国外市场独立系统集成商较为活跃不同的是，中国储能产业链上的几乎所有玩家都在向集成方向走，电池和PCS等设备厂商、风光设备厂商、项目开发商、电网公司、电动车企，各路力量都涉足到系统集成乃至项目投资。

做系统集成或项目投资，虽然比单纯的设备供应利润更多，但也需要公司具有更为雄厚的财力。

中国储能市场的设备供应商，多数为从动力电池、光伏和电力设备等行业跨界而来。目前的储能市场，还不足以支撑起一家以储能为主业的独角兽，也不足以让跨界而来的大公司，倾注公司主要的资源来扩张。

储能产业今年之所以有疲惫之感，和市场上过往几年在储能行业风生水起的公司，不约而同的在其它主业上遭遇困境，从而拖累了行业的整体进取表现。

BNEF一份研究报告认为，随着中国储能市场规模扩大、商业模式逐渐成熟，电池和PCS厂商将逐渐回归到设备供应商的角色，而具有更强财务能力的能源企业、工业企业将成为主要的项目开发商。

那么，随着这个回归的过程，在技术上有重大突破（更多的是电池公司），企业主营业务群协同良好的公司将会脱颖而出，他们既具有成本和产品优势，也拥有良好的财务基本面，很容易通过几场关键的厮杀战，将尾端的公司淘汰出主战场。

不过，由于储能场景丰富多样，差异化的产品和商业模式，还是可以给大小玩家创造不同的空间。单就今年下半年来看，中国储能市场，依然会有不少亮点值得期待，整体表现应强过上半年。

首先是大西北。新疆光储政策，经过两番征求意见稿后，终于在6月下旬正式出台。以35万千瓦装机，储能时长不低于2小时配置计算，并要求在10月31日前并网投运，这意味着仅为设备商，便提供了一个10亿元以上的大市场。

此前，各方由于信息不对等，增加储能装置测算出来的投资回报，从几年到二三十年不等。而据“储能100人”了解到的消息，新疆光储政策有可能采用充电补贴0.4元/千瓦时，放电按照光伏上网电价的双重价格体系。如该政策能成行，无疑将大大缩短投资回报期。

除新疆外，甘肃也有望参考光伏配置储能政策。而青海的“共享储能”经过试点后，反响也普遍良好。整个大西北，无疑是下半年最值得期待的市场。

其次是广东。南方电网曾有测算，广东到2030年，调峰需求要新增电化学储能1200MW，调频备用要增加1400MW，整个南方电网区域缓解阻塞需要3405MW/6810MWh。

由于海上风电刚刚启动不就，这些需求大多数是在未来10年。近在眼前的，是广东上半年异军突起的AGC储能市场，截至目前，已有超过20个项目得到公开披露，成为国内该场景最为活跃的区域之一。在这些项目中，仅一两家进入到调试和投运阶段，多数项目将会陆续兴建投运，同时也会有一些新的招标信息放出。不过，AGC储能调频，不仅是广东，包括京津唐等地，都要防止踩踏升级，将行业做残的竞争倾向。

第三是综合能源服务。储能参与综合能源服务由来已久。目前成熟的场景，包括微网、充电站加储能、变电站通信站多站合一等模式，储能进入的空间都在增加。

从上半年的招标信息来看，微网储能项目和充电站储能项目都比去年有所增加，代表性的业主包括鲁能智能技术、中广核、华商三优等。2017年，国家发改委、国家能源局曾公布首批28个微网示范项目，如今，这些项目陆续进入建设期，下半年这块将是储能行业的主要看点之一。

电网公司、铁塔公司推行的多站合一模式，概念提出已经有一段时间，下半年继续会有小规模的示范。此外，随着5G时代来临，铁塔公司对电池的需求数量和质量应和以往有所不同。而且，铁塔能源描摹了一个充满想象力的能源生态图景，这家公司今年下半年的走向，也是一个重要看点。

其它的市场，包括下一波电网侧浪潮、梯次利用、数据中心、山东需求侧、浙江电力现货等，都蕴藏着爆发的能量，但也可能依然处于蓄势阶段。对业界来说，短暂的沉寂和一些乱流，改变不了大方向，也正好为行业留下了思考和调整的空间。

自2017年多部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》以来，越来越多的锂电企业开始转战储能市场，很多二三线厂家将过剩的动力电池产能应用到储能领域来。

事实证明，部分电池厂商在巨大的“去产能”压力下，用劣质产品低价冲击市场，给行业造成了“成本快速下降”的错觉。

在BMS、PCS领域同样如此。有从电动汽车转型过来的，有从上下游延伸进入的，也有从电动自行车、通讯基站等不同领域跨行而来，不少企业抱着投机的目的，根本没有多少技术实力。

“很多业主也不知道通讯基站、电动自行车BMS跟储能有什么差异，反正都叫BMS。通讯基站保护板最多就48节电池，储能里面动不动是几万、几十万的电池，这能相提并论吗？”一家长期从事储能的BMS厂商表示。

一个健康的产业，只有通过排名靠前、技术实力雄厚、集中度很高的几家企业构筑起合理化生产的产业格局，才能实现长期稳定健康的发展。

“电力行业对安全、稳定、可靠性要求非常高，现在的标准为了照顾大多数企业的利益，门槛很低。这样的标准是有缺陷的。”有多位业内人士认为，很多企业和业主并没有认识到储能的高门槛，目前储能市场进入门槛太低，一些不具备技术条件的厂商进入，自身产品的技术安全性和稳定性的缺失，影响了整个行业的发展。

A、低价竞争隐患。从去年至今，储能行业的价格战一直在继续。2019年，随着下游市场应用空间日益逼仄，价格战愈演愈烈。“没有最低，只有更低”，这正是当下储能产业的真实写照。

在业内人士看来，非理性的价格比拼容易引发安全问题，另外可能会埋下产品质量隐患，影响产品在全生命周期内的持续表现，对行业造成毁灭性打击。

与价格战如影随形的是，劣币驱逐良币的现象正在上演。

以相对较为简单的产品储能集装箱为例，一个40尺的集装箱最便宜的可以做到20万，最贵的需要80万，价格相差好几倍。

如此乱象，究竟为何？是技术进步神速而迅速降低成本，还是迫于生存压力下的赔本赚吆喝？这些低价格的产品质量又是否有保障？

更为关键的是，许多中标的企业并非一线有实力的企业，财务状况和经营状况令人堪忧，甚至能否提供全生命周期的售后服务也是个未知数。

行业要良性发展，降低成本成为必然。从储能系统成本构成可以发现，目前电池成本约占60%，PCS占比15%，BMS占比10%，EMS占比5%-10%，其它配件5%。各个环节都有降价空间，显然，电池成本的下降对整个度电成本的下降发挥着举足轻重的作用。

“铁锂电芯目前的价格大约在0.8元—0.9元/Wh，未来两年能做到0.6元/Wh已是极限。”国轩高科储能技术负责人在接受采访时表示，未来成本能否大幅下降首先要看市场规模。

从目前主流厂商反馈的信息来看，在保证性能和品质的基础上，系统成本每年按10%的速度下降是比较合理的。另外通过提升系统的循环寿命和效率也是一种变相的成本下降，而不能一味靠压低设备价格。

B、行业需要透明。 强烈的价格厮杀，对于很多企业而言，不跟随就意味着出局。有业内人士透露，夸大电池的循环寿命正成为行业的潜规则。在对外宣传和投标的时候，厂商都会号称自身的储能系统有超过5000次的循环寿命。“铁锂储能系统在1C情况下循环寿命会在4000次左右，0.5C的大概在6000次左右。在选用优质电芯的情况下，实际上只有极少数集成商能做到。”该人士补充道。

一般来说，这仍是基于实验室的数据，电池厂商都会选择最适合电池运行的环境做测试，实际使用工况往往差别巨大。如果放到复杂环境、极低或者极高温度下，结果可能有天壤之别。

作为一个全新的产业，储能还缺乏相应的规范和标准。“每家的储能产品不一样，很难通过测试来判断它未来每一年的表现。如何区分产品的好与坏，现在没有一个好的标准。”一家大型储能厂商无奈的表示，“怎么评价合作伙伴的电芯，自己心里也是没底的。如果几年后产品出现问题，很多电池厂可能都已经倒闭了。”

笔者从知情人士处获悉，从目前已经投运的大型储能电站来看，储能系统普遍达不到设计的充放次数，整体系统效率也并未达到预期的目标，不少电站都处于半停运状态。

有业内人士估计，后续关于储能电站的纠纷和索赔会很多。由于前期很多做储能的不专业，用的都不是好产品，在后续的使用过程中会发现设备的性能并没有预期那么好。

行业的不透明正在影响潜在投资者的投资热情。“现在很多人都被蒙在鼓里，系统循环寿命到底是5000次还是6000次，效率是85%还是88%，只有确保数据是准确的，业主和投资者才会放心。现在所有搞技术的，搞投资的，或者是搞项目运营的，都不知道真实的情况。”资深储能行业观察人士刘晓露坦言。

尽管不少企业在储能领域布局和投入，但是真正赚钱的项目仍屈指可数。有业内专家认为：“投了2000度电的集装箱，最终真正有用的只有1500度，最后连成本都收不回。收益若没有达到，基金公司和银行就会退出。导致大家对行业没信心，这才是行业问题的根源。”

刘晓露建议，应该由国家层面组织牵头成立一个独立的第三方公正平台，对前期投运的储能电站实际运行状况进行统计分析，用数据说话。这样对投资方、总包方、设备商乃至整个产业都有一个正确的引导。

对于众多的储能从业者来说，如果不跳出当下的困局来考虑行业整体的前途，没有人能独善其身。“大家对储能的预期太高，靠低价把不成熟的技术过早地推向风口浪尖。只有电池技术有新的突破，储能才有未来。两年之后，相信大家对储能会有进一步的认知。”一位老牌储能厂商的技术人员说。

“建一个储能电站容易，从‘无’变成‘有’很简单，要做到高效率、低成本却很难。”这已成为大多数储能从业者的共识。“高效率、低成本”，对众多的储能企业来说，这是一个目标，也是一道不小的门槛。

在这其中，系统集成的重要性正在与日俱增，向上衔接上游厂商，向下打通甲方服务，是产业链最为重要的一环。但系统集成是一项较为庞杂的业务，技术的门槛最高，不仅涉及到电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技术，还要深度理解下游不同行业的应用场景，实现难度最大。

当下，所有的主流储能企业都在向系统集成的方向走，对这块阵地的争夺几乎进入了白热化阶段。由电池企业、PCS企业、电网下属企业、风电光伏设备制造商、储能项目开发商、电动汽车企业等设备厂商组成的庞大群体正成为国内储能系统集成领域的主要参与者。这些为数众多的公司，正围绕“系统集成”领域展开一场残酷的厮杀，大洗牌在所难免。

A、一体化or专业化？从实际玩法来看，各类型企业都有自己的战略打法及布局。既有比亚迪这样采用全产业链的发展模式，储能系统的主要部件电芯、PCS，全部由自己制造以降低各环节成本；也有像北控清洁能源这样走专业化集成的路子，电芯、PCS等硬件几乎全部来自外部采购；此外还有大量的PCS、电池企业以自身的产品为核心，往系统集成方向延伸。

每家企业都有自己的优势和基因，孰优孰劣尚无定论。在这个烧钱的行业里，产业链每个环节都有一定的门槛，需要相当的资金与人力投入，也有大批企业在深耕。全产业链模式说起来容易，做起来非常难。这种模式比较“重”，需要强大的实力做支撑，运作不好也会有极大的风险。

不止一位行业人士表示，好的系统集成不是简单的把PCS、电池、集装箱等部件拿过来拼凑在一起，而是要在对各部件性能充分了解基础上，最大化地释放电池的潜能，涉及到电池管理系统、PCS、EMS、安全消防等一系列问题，需要对整个储能系统有一种系统性的思维。集成化的储能系统与其说是一个产品，不如说是一项纷繁复杂的工程。

在整个市场处于一片红海之际，项目大多没有经济性的情况下，为了完成技术验证和业绩记录，不少企业主动延伸自己的业务范围，设备制造商开始涉足系统集成、EPC总包，系统集成商开始扮演起“投资+运营”的角色。

扩大业务半径虽然让公司进入了一个更大规模的市场，但也对公司的资金和技术实力提出了更高的要求。实际上，在国内能实现一体化集成与服务的厂家仍屈指可数。在某些专项的电池、PCS、BMS领域，部分厂家具备了脱颖而出的实力，但其中大部分暂时还不具备提供整体解决方案的能力。

当前由于产业链各个环节还不完善，系统集成大多还处于粗放式的“组装机”阶段。产业若要良性发展，告别粗制滥造，走向精细化成为必然。可以预见的是，在经历初期的野蛮生长后，行业竞争的加剧将会将规模小、水平低的系统集成商淘汰出局。

彭博新能源财经的一份研究报告认为，未来随着中国储能市场规模扩大、商业模式逐渐成熟，众多的电池和PCS厂商将逐渐回归到设备供应商的角色，而具有更强财务能力的能源企业、工业企业将成为主要的项目开发商。

B、专业系统集成商的喜与忧。观察中国储能市场的主要玩家不难发现，缺乏独立的第三方系统集成商，是中国市场与海外市场的最大不同点。究其原因，还是市场空间的受限。在产业发展初期，订单比较少，以设备厂商为主导的市场，更关心的是如何将设备销售出去，整体产能供过于求，竞争惨烈，利润稀薄，碎片化的市场不足以让第三方集成商存活下来。

随着储能技术的快速迭代和用户需求的不断变化，越来越多的储能企业开始认识到自身并不具备系统集成的能力，需要由专业的系统集成商来提供服务。

“其实很多厂家并不愿意去做系统集成，除了并不擅长外，牵涉的事情太多，费力不讨好，尤其是越大的公司越不愿意直接参与。”珠海瓦特电力设备有限公司一位研发总监表示。

事实上，有些企业还有更深层次的考量，如果自己做系统集成出了质量问题，这个品质问题的锅，最后要全部自己背。而如果是第三方来集成，就自然地找了一个“背锅”的人。

无论是从长远的发展还是现实的需要来看，行业需要有技术实力的系统集成商来提供专业化服务。矛盾的是，国内的业主普遍更看重的是硬件，不重视服务。系统集成作为一项服务，如何衡量系统集成的价值并没有相关的标准。

此外，在与大企业和业主的合作过程中，系统集成商普遍缺乏话语权，甚至有些系统集成商前期都是在“赔本赚吆喝”，如果不合作，企业自身的品牌效应很难打造，不能形成标杆示范效应。“有一些项目业主指定了电池、PCS、BMS等设备的厂家，系统集成商最后可供选择的只剩集装箱了。”一位行业内多年的从业者感慨。

总的来说，专业的系统集成商当下主要面临三大瓶颈：目前行业大部分都是非标订单，难以形成规模效应；系统集成需要对储能系统及行业应用场景有深刻理解，技术实力不足的话，很难实现跨应用场景接单；整个行业付款条件差，需要足够的资金来投入研发和运营。

如何能够实现与电力更加深度的融合，以便满足电力对安全、可靠、高效、经济性等方面的要求，一直是储能推广过程中面临的难题之一。系统集成代表技术应用的能力，一个项目最终能否取得成功和实现盈利多少，系统集成商将在其中扮演越来越重要的角色 。有业内人士预计，未来，储能市场的整合将会加剧，专业的集成商将依托其创新发展的能力与差异化的增值服务，获得更多的市场机会。

“人们往往会高估一年的变化，也往往会低估十年的变化”。在全球新能源浪潮下，储能正成为能源革命的关键一环。在众多新能源从业者看来，以光伏为代表的新能源还远远没有达到它应有的高度，“新能源+储能”会创造更大的奇迹。成本下降叠加需求上升，全球电化学储能的发展正方兴未艾。

反观国内，中国储能产业正在不断丧失这一先发优势。中国虽是动力电池第一大国，但中国的电池储能市场应用远未成熟，尤其是市场机制建设和政策驱动显著落后于产业应用的速度。2018年，在电网主导下，虽然电网侧储能带动整个市场呈现爆发式的增长，但困扰行业多年的问题并未得到有效解决，有些甚至愈演愈烈，我们称之为“五座大山”。

一、政策风险。2017年底，自五部委联合发布的首个储能行业指导意见以来，储能热度前所未有。乐观的市场预期引来一轮又一轮的“掘金者”，在一个只有数十亿产值的狭小产业里，有大大小小上百家公司，在下游应用空间受限的情况下，储能赛道日益拥挤。

两年来，国家层面和各地方出台的政策林林总总，但翻阅这些文件政策发现，重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性和持续性。大多只是明确了储能的“重要性”，没有配套出台可操作的“实用性”政策。以至于业界评论我国储能处于厂商投资热、研究评论热、主管部门反应平淡的局面。

一些地方性的政策或规定更是让人“眼花缭乱”，隔三差五的行政式调整让投资者无所适从，储能示范项目推进困难重重，有些地方政府为了拉动GDP要求配套投产，这些无疑加大了企业的生存压力。

政策导向关乎产业大局和企业生死。就目前来看，当下的政策难以推动产业取得实质性成效。这两年在储能领域投入力度大的企业都不约而同地遭遇财务困境，尤其是“投资+运营”的发展模式基本是储能厂商在透支企业信用，增大了企业的运行风险。

从国外经验来看，在促进电化学储能规模化发展的过程中，政策刺激与市场化机制都不可缺少。在2017年8月底举办的中国储能价格创新发展论坛上，国家发改委价格司相关人员曾表示，除了补贴，政府支持产业发展的手段有很多，比如财政、税收、价格，都是比较普遍的政府支持的几种方式。“我们赞同综合采取财政、税收、价格等手段来支持储能发展。”如今又一年过去了，政策在哪里？

二、电改推进与市场机制。目前用户侧和可再生能源都面临商业模式单一的问题，不少人将此归结于当前的储能的价格太高。在先有规模还是先降成本上，行业进入了“鸡生蛋、蛋生鸡”的死循环。

究其原因，储能成本不是应用的障碍，机制才是。储能有4-5种功能，甚至更多。在没有公平的市场环境和按效果付费的价格机制下，储能的多重应用价值无法得以充分体现。用中关村储能产业技术联盟理事长陈海生的话说，“相当于打了四五份工，只给一份工资”。

没有好的机制，降成本无异于缘木求鱼。据了解，在目前的电价水平下，用户侧项目已经到了利润边缘化的境地，很多项目甚至都是在亏本。

有业内人士认为，一味地降低成本将无法保证产品的质量，且容易引发后期的安全事故，对产业的健康发展非常不利。只有当市场具有一定规模后，企业自然会在竞争中带动设备价格持续走低，产业方能进入良性循环的发展轨道。

当下，电力辅助服务市场和现货市场在国内仍然处于初级建设阶段，储能可参与的空间依然有限。只有山西、蒙西、京津唐、广东四地打开了火电储能联合调频的市场空间，但参与调频的主体仍是火电机组，离业界期盼的“独立市场主体”地位还有差距。

目前，参与电力市场的各方正在进行博弈，储能能否发挥其作用还是要看新电改推进最终的力度。如果新一轮电改不能建立起一个有效的市场配置资源的机制，储能只能在一些小的领域，发挥有限的辅助作用。

三、电网的定位与态度。作为2018中国储能主力军的电网侧储能却在2019年遭受重挫。4月22日，随着国家发改委《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》出台，电网公司将储能纳入输配资产的愿望暂时落空。

意见出台后，清华大学教授夏清曾给发改委写了一封长信表达自己的异议。夏清认为，政策应该引导电网理性投资储能，只有电网拥抱储能技术，储能才有未来。

“一刀切”的政策引发了很多争议。支持者认为，电网公司将会更加聚焦电网主业，在其他非垄断与电网相关的辅业进行全面市场化，从而进一步完善电力市场体制的建设。

反对者认为，以往电力系统所有的规划都是按照最大负荷来设计的，储能在电网最大的价值在于替代尖峰。如果储能不能进入输配资产，只能逼迫电网来投资更多的变电站，造成更大的浪费，最终还是由全民买单。

国网在今年上半年工作会上已经明确，电网侧大规模储能建设暂缓，本来已经规划了多个大规模的电网侧储能，要全部停下来。

有多位业内人士认为，储能最大的价值在电网侧。尽管新能源、用户侧削峰填谷都会用到储能技术，但只有电网可以把这几个系统融合起来，尤其大规模储能电站因其响应速度快和控制精准以及具有双向调节等特性，能够在调峰调频等事关电网安全方面发挥重要作用。

“怕电网不来，又怕电网乱来。”恐怕是大多数储能从业者的心态。储能的价值需要电网认可，但又不希望电网介入太深。2018年，国家电网主导的电网侧项目基本都由电网下属公司来投资建设。与此同时，电网手握调度大权，引起其它市场主体对竞争不公的担忧。

市场一份测算数据指出，电网侧投资储能，可将馈线改造扩容时限延缓3年，相比兴建变电站，投资建设成本降低约30%左右。

2019年各地电网负荷屡创新高，如果用成本更小、价值和效率更高的储能替代传统的输配电网，这部分价值该如何认定？如果由社会资本投资，电网是否愿意买单？成本又该如何疏导？不可否认的是，只有让储能进入电网，储能的多方面价值才能得到最大程度的发挥，电网的一举一动会在很大程度上决定行业未来的走向。

四、安全与标准。2018年以来，储能界最关心的事情莫过于国内外电动汽车和储能电站的起火事件。尤其是韩国储能电站的起火事件，可以说是给各国敲响了“警钟”。

储能不安全，就不发展储能了吗？对于新鲜事物，行业内外得允许其有个试错的过程。目前从事锂电研发的有数十万人，只要电动汽车还有存在价值，技术发展到一定阶段，锂电安全问题一定是可以解决的。

况且储能电站的空间更大，解决的手段比电动汽车更多。“储能对重量和体积不像电动车那样敏感，储能电站可以连接消防水源，实现安全可采取的措施更多，成本更少。”烟台创为新能源创始人张立磊认为。

在创为新能源看来，储能安全应该秉承“预防为主、防消结合”的原则，系统的设计必须要以绝对安全为目标。但在实践过程中，消防系统仍处于边缘地位。有些系统集成商为节省成本，仍然以牺牲安全代价压低成本。由于消防系统只属于储能电站的一个配套系统，往往处于丙方或丁方的位置，无法要求或建议甲方按此种技术配置消防设施。

纵观国内外的起火事故，笔者认为，中国储能行业有三大问题需要反思：

首先，国家、行业协会及团体应该设立更多、更细致的标准来规范行业的发展，通过标准来提高行业准入门槛，将不合格的储能厂商，清理出市场。

其次，国家或行业层面应该对国内储能电站起火事故展开调查，向行业公开事故起因。事故的发生应该对行业起到警示借鉴作用，而不是成为以讹传讹的工具，更不应该成为不同技术路线和竞争对手之间互相攻击的手段。

再次，对于众多业主和投资商来说，在市场良莠不齐的情况下，选择有技术实力尤其在国外市场历经考验的系统集成商是更为合适的选择。

五、融资等非技术成本。与光伏类似，储能目前仍是草根推动的产业。企业资金储备较为薄弱，基本上都面临一定的资金压力。

融资难成为储能企业的另一座大山。比起风电、光伏，储能没有明确的一个国家政策的支持，银行在进行项目融资时对主体授信要求较高。融资租赁作为一种创新融资手段，在储能电站的资金来源中正扮演越来越重要的角色。

据华润租赁有限公司内部人士介绍，融资租赁机构主流业务在于大型租赁项目，目前大部分商业化的储能项目仍然偏小。针对盈利前景比较好的火电储能联合调频项目，融资租赁的年利率在9%左右。

相比火电储能AGC领域，用户侧储能融资更是难上加难。在工商业电价不断下降和系统集成能力参差不齐的情况下，不少用户侧项目投资收益低于预期。根据世界银行官网公布的项目评估报告，早期储能项目的平均财务回报在5%-7%之间。在当前的金融环境下，用户侧储能项目很难得到金融机构的青睐。

此外，土地税费、并网测试、电网接入、倒卖路条等各种中间费也无形拉高了储能投资成本，这些税费完全“吞噬”了企业本来稀薄的利润。尽管非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一，但是这一部分成本的降低，企业往往无能为力，只能寄希望于国家政策的调整和规范。

许多业内人士有共识，在电力市场短时间内无法取得突破性进展的情况下，产业需要“过渡性”的扶持政策出台，引导行业走向良性健康的发展轨道。

现阶段储能产业到底需要什么样的政策框架？我们在与众多业内人士交流过程中，对具有代表性的观点进了行汇总：

第一，政策的持续和稳定是一切的基础。新能源的崛起造成源网荷之间的不平衡是储能产业发展的驱动力。2018年全国风电、光伏发电量占全部发电量的比重为7.7%，2019年上半年这一数字上升为9.5%。虽然新能源占比还没有足够高，但在局部地区，尤其在西北的可再生能源基地和分布式光伏比重高的东部省份，新能源大规模并网对电网的冲击开始显现，消纳任务日益艰巨。

如果没有储能技术的改进和革新，可再生能源大规模发展很快会面临瓶颈。黄河水电董事长谢小平曾断言，如果没有储能，20年内光伏无法替代常规能源。现阶段发展储能技术的必要性和重要性已毋庸置疑，储能产业的发展进度将在某种程度上决定中国乃至全球未来的能源转型进程，无论是从能源安全还是从减少碳排放考虑，储能产业都是值得国家重点扶持的。

国家层面先后出台了关于储能的指导意见和行动计划，足以看出国家对储能产业的高度重视。但在业内人士看来，目前政策的可操作性值得商榷，储能看起来有很多方向，除了峰谷套利，其他都是政策性支持不足，靠自身生存非常困难，产业在立法、财税、规划、基建、交易、监管等方面缺少总体设计和更加精准的导向。

管理部门政策的出台也确实不易，目前储能技术路线众多，众口难调，需要平衡各方利益。尤其是中国的电力体制和强大的电网决定了中国发展储能的技术路线、商业模式以及发展路径不会与欧美相同，要想加快储能技术与产业的发展，必须建立与我国国情和市场机制相适应的储能产业发展路径。

有专家建议，我国储能产业政策的制定既要立足长远，也要兼顾当下。一方面，需要将储能充分纳入国家能源体系，制定国家层面的储能产业发展战略与实施路线图；另一方面，现阶段产业政策落地的细则还不明朗，市场机制没有形成，储能的应用价值尚未得到确认，应考虑建立合理的补偿机制撬动市场需求。

如果没有政策上的支持和引导，中国储能产业很难从稚嫩走向成熟。政策的持续和稳定是一切产业政策的基础，但政策的突变，有时又会给行业带来巨大的压力，甚至“休克”。如果说国家层面的两轮工商业电价下调对用户侧储能属于“误伤”，那蒙西和京津唐针对AGC调频价格的下调更多属于“人为”因素。年初以来，蒙西和京津唐相继下调了储能调频价格，让已投运的项目面临较大的投资风险，个中缘由，相关部门并未对外公布。

根据业内人士的判断，蒙西最新的政策调整可能会让调频收益直接腰斩，京津唐针对K值的修正会让调频年收益下降15%左右，以9MW/4.5MWh储能调频系统为例，年收入减少大约360万元。

储能产业长远的发展离不开资本的持续进入，政策的模糊和不稳定必然导致投资收益模型的不确定，最终导致资本进入的不确定。可预期并可持续的政策和商业模式是吸引投资的必要条件，毕竟，投资者才是市场一直都在期盼的接盘者和托底者。

从储能厂商角度来看，目前在储能布局的大多数企业都是基于对储能未来发展前景的看好，更关心未来三五年之后的政策路线机会。如果早期的政策能够给企业预留部分合理的利润，只要投资能算过账来，不少企业还是会有投资的意愿，也能为后期可持续的商业模式打下基础。

第二，从区域和行业入手 以点带面。《储能指导意见》明确提出了在“十三五”期间建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，包括推进储能技术装备研发示范、储能提升可再生能源利用水平应用示范、储能提升能源电力系统灵活性稳定性应用示范、储能提升用能智能化水平应用示范、储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务。

从经济性的角度，“初生”的储能需要国家补贴的支持，但从现实来看，国家很难对储能行业进行大规模补贴。有投资商和储能厂商建议，在目前的市场环境下，国家层面应该以省份或者特定应用场景为基础，根据不同的需求制定相应的政策框架，可以通过示范项目配套相应的补贴和税收优惠政策来推动产业的发展。

首先，可以考虑在弃电严重的区域布局可再生能源场站侧储能项目。

促进新能源的消纳一直被认为是未来储能的主战场，但在当下，有人形容储能与光伏就是“瞎子与瘸子”的组合，光伏+储能的进展依然乏善可陈。除了技术上的制约，成本过高是主要因素，可再生能源配置储能不如弃电更划算，在新能源补贴拖欠和平价时代来临的大背景下，强行让新能源业主配置储能必然会引发强烈的反弹。

三北地区由于弃光弃风严重，不少省份被国家能源局列为红色预警地区，地方政府也有“脱红”的需要。以新疆为例，新疆方面曾口头承诺给予光伏弃电每度0.4元的调峰补贴，但截至目前仍没有明确的政策出台，造成诸多储能投资商无法推进项目的实施。

西部的高电价存量光伏项目中，在给予一定优先发电电量的前提下，如果能给予储能0.4元的度电补贴，安装1GWh的储能所需要的资金每大概年为1.2亿元，这与国家在风电、光伏和新能源汽车的巨额投入相比，基本算是很小的数目。

在现阶段，行业如果每年能有1GWh的安装量，至少带动产业上下游产值20-30亿元，同时可以解决3GW光伏电站的弃电问题，也能推动储能成本的走低和产业走向规范化。

其次，优先在调频需求较高的地区提前布局调频储能项目。

随着电力改革逐步深入，电力现货市场启动建设并逐步进入试运行。当前火电与新能源机组受自身特点限制，均无法同时满足频繁快速调峰调频、稳定电力供应的需求。储能技术与火电、新能源发电相结合，可以提高火电机组的AGC调节速率和调节精度，提升新能源机组对电力市场的适应能力，在一定程度上稳定电力供应。

再次，在经济发达地区建设与能源互联网、智慧能源、综合能源相关的储能应用项目。

随着光伏发电技术的逐渐成熟，尤其是国家层面推动的增量配网和分布式发电市场化交易将推动大量间歇可再生能源接入配电网。分布式光伏虽然单个装机容量比较小，但是点点细流能够汇聚成江河，其总能量非常大，接入电网后，会给电网带来冲击，高比例分布式光伏快速发展引发光储发展的必要性。

中国工程院院士杜祥琬认为，“电从远方来”和“电从身边来”相结合是中东部地区更合适的能源利用模式，将分布式发电与储能技术相结合，企业、学校、社区等可以形成自己的微电网，利用大数据进行电网管理，形成虚拟电厂，各家各户都成为既生产又消费的产销者。

如果能在京津冀、长三角和粤港澳大湾区等经济发达地区，优化布局储能项目，通过发挥储能的串联和纽带作用，可以在为用户供电的同时提供增值服务。

第三，需要设定准入门槛 引导技术进步。没有一个新兴产业的成长是一帆风顺的，有增长就有回落。这样类似的情况在风电、光伏行业也曾遇到过，一些新进入企业的产品在规模化应用的时候遭遇了非常严重的信任危机。比如高达100米、几百吨重的风机在现场突然倒塌，安全事故对产业造成的冲击非常明显。

正是经历这样惨痛的教训，才有了从业者对于行业更加深刻的理解。近两年，全球频发的储能安全事故让业主、投资者和政策制定者顾虑重重，眼下，整个行业需要有喘息的时间和纠错的机会。

客观地说，受制于电池技术本身、安全问题和标准不健全等多种因素，现阶段以锂电为代表的电化学储能暂不具备大规模发展的条件。另外，各种路线百花齐放，各家企业技术实力不一，如果没有规则加以约束，一哄而上，很容易将行业搞垮掉。

新兴产业创新之后最大的课题就是行业标准的制定，这是储能产业实现规模化、工程化应用的先决条件，目前储能装置在并网、计量、安全、消防等关键环节还没有相应的标准出台，国内也还没有专业、公平、公正的第三方机构对各个厂家的电芯和储能系统进行测试和评价，系统的循环寿命和效率往往都是厂家自己说了算，能不能实现都是未知。

行业标准和法规的缺位，对储能产业的健康发展造成致命障碍，不仅让储能电站的投资建设无章可循，也让“劣币驱逐良币”的情况时有发生，为后期埋下质量和安全隐患。正视并如何疏导解决这些问题，才是对储能产业最好的政策举措。

储能电池应建立自己的标准和体系在业内已经成为共识。按照宁德时代副董事长黄世霖的判断，未来动力电池和储能电池技术路线会分开，高安全、长寿命的电池是储能系统的基础，高可靠、高效率是储能系统集成的关键。

储能技术的发展，关键是电池技术的进步和系统集成能力的提升。如何通过政策的引导作用，给真正的参与者创造公平公正的竞争环境，让先进技术加速入场，让所有的厂商同台竞技，应当成为储能扶持政策的重点之一。

同为新兴产业，国家在发展光伏产业过程中，早期通过特许权招标，摸清了光伏发电的成本，为后续的标杆电价政策铺路。尤其是在2015年实施的光伏发电“领跑者”计划，针对企业的投资实力、经验业绩、专业能力还是技术先进性进行综合评价。通过提高光伏产品市场准入标准，开启了光伏行业同质化竞争向高效产品的变革之路，极大地推动了行业先进技术的发展与光伏发电的平价进程。

光伏产业的发展思路或许能为储能产业提供些许借鉴。从新兴产业的历史进程来看，引导技术进步来推动成本下降是产业发展的核心，经过大浪淘沙，市场最终会把最先进、最有竞争力、最有价值的技术方案保留下来。

有业内人士认为，一旦市场机制理顺，储能的爆发其实就是一瞬间的事情。这也是众多储能企业“即使不赚钱，也在不断尝试”的原因所在，但在大规模应用前，储能技术的迭代和验证是否充分，国家和企业层面都需要为此做好充分准备。