摘要：自有统计数据以来，储能的同比增速第一次为负。经历了高速增长之后，行业进入了调整期，西部作为我国储能项目部署的主要地区之一，调整期如何才能破冰前行。
9月26日，“储能西部论坛”落下帷幕，两天的时间，200多位储能业内人士聚于青海西宁，随着论坛的结束，又将踏上行程，各自出发。9月底的西宁，已进入深秋，瑟瑟的秋风告诉人们冬天已经不远，亦如当前的储能，秋阳仍然明媚，只是温度已经褪去，人们迫切地想知道冬天会有多长，真正的春天何时才能到来。
26日下午，主办方召开了闭门研讨会，邀请政府部门、发电企业、电网企业、储能厂商等各方约50位嘉宾参与，闭门会秉持联盟一贯风格，“抛问题、说难点、找方向”。西宁的闭门研讨已历经三年，而在今年，面对进入调整期发展放缓的储能产业，激烈讨论之下，共识正逐渐形成，而这由内而生的凝聚力量，正是支撑储能产业渡雪迎春的希望。
2018年，中国储能产业经历了一个高速发展期，累计装机年增长率为175.2%，新增装机年增长率为464.4%，行业迎来了“GW/GWh”新时代。一时之间，市场的目光纷纷转向储能，砥砺前行十余年的储能似乎到了爆发的关口。然而，进入2019年，根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库的最新统计数据，截止2019年6月底，我国电化学储能累计装机规模为1189.6MW，上半年新增规模为116.9MW，同比增长-4.2%，自有统计数据以来，储能的同比增速第一次为负。经历了高速增长之后，行业进入了调整期，一方面国家相关政策明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本”，给快速布局的电网侧储能按下了暂停键；此外国内外储能安全事故频发，引发各方对储能安全的担忧也为行业发展踩下了急刹车，而背后的根本原因是储能还没有形成真正的商业模式。因此在资本的热情退出，理性回归之后，各方对储能的投资更加谨慎。
数据来源：CNESA全球储能项目库
回到西部，西部是我国储能项目部署的主要地区之一，截止2019年6月底，西部六省区（陕、甘、青、宁、新、藏）储能累计装机规模为215.958MW(不含抽水蓄能、储热)，占全国已投运项目累计装机规模的18%以上。储能在西北地区的应用主要在可再生能源并网领域，截至到2019年6月，我国储能在该领域的累计装机规模为187.1MW，占总装机规模的11%，值得注意的是，2019年上半年储能在集中式可再生能源领域的新增规模为零。相对于其他领域近两年的快速发展，储能在集中式可再生能源领域的增速似乎没有那么亮眼，尤其在去年光伏531新政之后，在平价上网的压力之下，面对储能相对过高的成本，“光伏+储能”发展模式的可持续性受到了质疑。但是静水流深，在国家加快能源结构调整大的背景下，发展机遇正不断酝酿，蓄势待发。
2017年国家发改委发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中明确提出，到2020年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右，到2030年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到20%左右，2030年前后碳排放达到峰值，并力争尽早达到峰值的目标。在这一目标下，我国光伏、风电发展迅速，装机规模及发电量不断攀升，随之而来的是弃风弃光问题及大规模间歇性电源对电网的冲击，使得电力系统对灵活性调节资源的需求日益增长。据电力规划设计总院对全国调峰资源的测算，预计2020-2025年，全国新增调峰缺口将超过1亿千瓦，主要集中在“三北”地区；到2030年，在2025年调峰平衡基础上，全国新增调峰缺口将进一步扩大，除“三北”地区外，华东、华中和南方地区的调峰缺口将占一半以上。如此巨大的调峰需求，除了火电机组灵活性改造，抽水蓄能的建造投运，以及水电、燃气外，剩余的庞大缺口将需要储能和负荷侧调峰完成。
前景可期，储能产业未来将是一个巨大的市场，而回到当下，储能面临的问题还需脚踏实地，一步步予以解决。在闭门会上，根据与会各方的讨论，我们总结了西部地区储能产业发展的新形式。
01以“共享储能”为代表的新模式的探索
2019年4月15日，国内首次由储能电站与集中式光伏电站之间开展的调峰辅助市场化交易合约在青海省西宁市签订，标志着青海共享储能调峰辅助服务市场试点启动。4月为期10天的交易试点成功后，青海的共享储能参与电力辅助服务交易从今年6月全面铺开，截止目前，单座5万千瓦/10万千瓦时的储能电站已累计增发新能源电量644.28万千瓦时，收益由双方按比例分摊，实现了新能源场站和储能电站的共赢。
共享储能模式的践行，实现了储能与电网、新能源场站的协同发展，打破了原有储能应用的界限，创造了储能参与电网调度运行的新模式，能够充分发挥大规模储能作用，实现储能的多重价值，有利于社会资本参与投资。同时区块链技术的应用，从技术上保障了交易“公平、公正、公开”的要求，并为今后实现储能资产证券化，提高资产流动性，发挥移动式储能价值等打下基础。
青海“共享储能”模式，虽然囿于目前储能的成本压力，主要在高电价的光伏场站中具有经济性，但是随着辅助服务市场的不断完善，“共享”模式将为储能打开更多的应用机会和价值收益。
02具有区域特色的地方政策出台
2017年，青海省发改委制定的《青海省2017年风电开发建设方案》中要求新建的风电项目按照建设规模的10%配套储电装置，一石激起千层浪，储能在可再生能源领域该如何发展，一时之间争议不断。进入2019年，新疆自治区发改委于7月正式印发了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，将在南疆四地州布局光储联合运行试点项目，并明确在2019年10月31日前建成的项目，所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年。新疆的项目广受关注，在首批公示的试点项目名单中共有36个光储项目满足试点条件，总规模为221MW/446MWh。随着10月31日截至日期的推进，已经陆续有项目开始建设，而保持观望的项目亦不在少数。收益测算不明确，尚未与电网建立协同运行机制，缺少配套的项目管理办法，这些都让投资商望而却步。
新疆的政策虽然有待完善，但是仍为储能在可再生能源领域的应用进行了有益探索。给与配置储能的光伏电站100小时的优先发电量，是国内首次以量化的形式，对储能消纳新能源进行补偿，是对储能价值的认可和体现。
青海和新疆的政策，为新能源场站配置储能做了阶段性的探索，无论是正面或者负面的影响都为后续政策的出台提供了借鉴。对于新兴产业，政府的认知也需要一个过程，在此，我们呼吁理性看待，也希望在政策制定过程中，利益各方能够广泛参与，并建立良好的协同机制，让资本在政策的引导下，真正成为储能良性发展的助推器。
03由新版“两个细则”，对西北辅助服务市场的期待
“我想只要能有合理的市场机制，有一个开放的网侧接入机制，逐步发挥电储能对于新能源消纳的促进作用，就能够实现储能的比较好的发展。”西北能监局市场监管处副处长吕锐在今年储能西部论坛上讲到。目前，西北五省风电和光伏的装机占总装机量的33.77%，其中甘肃、青海、宁夏新能源装机容量均已经超过本省最大用电负荷，在这一背景下对新能源发电电能质量的要求日益提高。2018年底西北能监局发布了第四版《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，新版的“两个细则”将新能源可用功率系列指标纳入了考核，增补新能源AGC、快速频率响应、SVC等涉网性能指标；同时首次设置考核、补偿项目的“天花板”价格，以营造良性奖惩环境。
同时，西北能监局也在逐步推动辅助服务市场建设，通过市场行为解决西北地区调峰资源紧张、新能源弃电等主要问题。今年6月，西北能监局印发了《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》的通知》，明确了储能电站可作为市场主体参与调峰等辅助服务，并提出了准入条件、交易规则，确定了电网调用储能设施参与调峰给与0.7元/千瓦时的电价。通知的出台给予了青海“共享储能”模式政策上的保障，也为储能参与调峰交易，开辟了新的模式。
新版“两个细则”的推行与辅助服务市场的建立，有利于在更大范围促进新能源消纳，提高储能电站的利用率及项目收益，有利于推进独立辅助服务提供商的身份，为下一步参与更多的辅助服务品种打下基础。
04不断提升储能系统性能品质，才是产业健康发展的坚石
2018年，全球储能产业都进入了一个快速发展期，其中韩国增长最为迅速，电化学储能累计装机量排名全球第一，这主要得益于韩国推行的可再生能源配额制以及电费折扣计划，在政策的激励下，投资商为了能够快速回收成本短时间内大量建设了储能项目，却忽略了储能系统的安全性。截至2019年5月，韩国共发生了23起储能电站着火事件，让韩国快速发展的储能产业陷入了停滞，也给中国的储能从业者敲响了警钟。
在闭门会上，广州智光的董事长姜新宇讲到，目前储能技术还没有真正成熟，2018年投运的储能项目，也显现出了各种问题，作为储能从业者，更应该苦练内功，不断提升系统的性能品质，降低成本，在政策及市场成熟的时候，才能实现产业的真正发展。而国电投光伏创新中心副总经理庞秀岚也提到，储能系统还需要解决技术本身的问题，新能源企业应与储能厂商一起合作，形成具有竞争力的性价比，将新能源场站做成常规能源，才是双赢的长效机制。
在持续深耕已十年的储能产业中，业界各方不断追求系统的长寿命、低成本和高安全性，随着目前主流储能技术的不断成熟，以及新技术的不断涌现，我们相信中国的“平价储能”终将到来。
当前全球能源结构正在发生革命性的变化，我国能源结构调整正在不断深化，在这一大的发展背景下，储能与可再生能源的结合是必然趋势，储能是构建高比例绿色能源系统的关键支撑技术。我们建议将储能的规划发展纳入到国家“十四五”发展的规划中，加强储能与电网、可再生能源的协同发展；给予新能源配套建设储能设施一定的政策优惠，包括优先并网，优先纳入保障性电价，给与税收优惠政策等；研究制定储能参与辅助服务市场的合理规则，在现货市场的推进过程中应充分考虑储能的特点，给与储能有效参与市场实现价值的空间；探索建立储能与可再生能源配额结合的激励机制，通过市场化的手段实现储能在可再生能源领域的经济价值。
