近日，中关村储能产业技术联盟(CNESA)发布今年前三季度我国储能市场发展情况。数据显示，前三季度，我国新增投运的电化学储能装机规模同比大降近40%。
和年初乐观预测不同，从目前来看，我国电化学储能新增装机规模未能延续2018年爆发式增长的盛况。目前，国内电化学储能市场进展究竟如何，未来市场能否再现快速增长?
电网侧储能发展不及预期
今年，我国电化学储能新增装机量不及预期。据CNESA统计，截至9月底，我国电化学储能累计装机规模为128.03万千瓦，较2018年底增长19.4%;今年1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模为20.76万千瓦，同比下降37.4%。这与年初“今年我国电化学储能累计投运规模达到1.92吉瓦，年增速约为89%”的预测差距较大。
“其实，今年国内电化学储能市场发展只是稍有停滞，主要是因为电网侧储能市场发展速度减缓，没有延续2018年爆发式增长的热潮。”一位不愿具名的储能企业高管告诉记者。
数据显示，2018年，我国新增投运电化学储能装机达682.9兆瓦，同比增长464.4%。其中，新增投运的电网侧储能规模为206.8兆瓦，占2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能应用之首;年增速更是达到2047.5%，呈爆发式增长态势。
江苏林洋能源股份有限公司能源互联网首席资深专家曾繁鹏表示，电网侧储能项目单体容量较大，2018年该类型项目发展迅速，对整个电化学储能市场贡献不言而喻。今年来看，江苏等省份的电网侧储能项目建设进度都有所放缓，导致电化学储能新增装机容量同比下滑。
“总体来看，电化学储能累计装机规模仍维持增长，只是发展速度稍有波动。一个新兴市场出现这种情况十分正常，市场过热发展反而不利于企业静下心来认真思考，直线高速增长并非好事。”曾繁鹏认为，预计明年市场向好，但也不会重现2018年的爆发式增长的态势。
缺乏可行商业模式
值得注意的是，2018年以来，我国有超过13个省市区都出台了相关的储能政策，覆盖需求侧响应、调频调峰辅助服务、梯次利用等细分领域。然而，在众多政策的支持下，储能市场需求并没有迎来快速增长。
上述高管称，目前，储能产业的相关政策仅停留在“鼓励”层面上，没有能够形成盈利模式的具体措施。政策推进的是“一事一议”的示范项目，这不是一个市场行为，也无法促进市场化发展。
他举例说：“比如新能源汽车产业，政府推出了补贴政策，补贴带动了新能源汽车产业上下游及配套产业的发展，但政策‘只管一时，不管一世’。一个产业单靠补贴发展也不会好，还是要有盈利模式。”
据记者了解，目前，我国储能产业可行的商业模式并不多。在用户侧储能市场，有峰谷电价差套利，该模式是储能产业最基本的商业模式。在发电侧，参与火电调频较为成熟。其他商业模式仍不清晰。
今年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，这意味着此前市场期待的输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。
“储能作为一个新兴市场，产业整体成熟度还不够，不能简单套用成熟市场的模式。”北京索英电气技术有限公司董事长王仕城说，“建立市场化回报机制无疑为产业发展提出了新的挑战。”
未达到市场需求的成本
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍认为，储能参与电力市场的空间，主要取决于国家能源转型目标中对可再生能源发展的要求，也取决于电力市场运行对风电、光伏等新型发电技术的要求。
然而，在企业看来，目前电力市场对储能的需求并不高，这也在一定程度上影响了储能规模化发展进程。
“鉴于国家对清洁能源的支持，弃风、弃光正逐年减少。可再生能源电站对储能装置的实际需求并不高。同时，目前可再生能源电力也还没有对电网造成较大影响，电网对储能的刚需也没有显现出来。”上述高管称，“用户侧方面，虽然仅近几年储能电池成本已有大幅下降，但仍维持在高位，没有达到市场实际需求的成本。用户花费大量资金安装储能装置后，并不能为其带来更多的效益，规模化发展也很难推进。”
曾繁鹏则表示，储能可作用于电力系统的不同环节，发挥多种作用，从削峰填谷、平滑输出，到调频调峰、实现黑启动等。但是，目前我国储能项目的功能较为单一，如果能将多重功能相结合，储能的可竞争力将会相应提升。
除了自身发展外，清华大学电机系教授夏清表示，推动电力现货市场体系建设、灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制等的建设也将促进储能朝着更高质量、更有效率、更可持续的方向发展。
