进入稳定增长阶段

2017年10月，五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是储能产业第一份国家层面的指导性政策，由此拉开我国储能规模化发展序幕。

据国网能源研究院发布的《2019中国储能产业现状分析与展望》（以下简称《展望》），截至2018年底，全国新增投运储能项目612.8MW，其中电化学储能新增规模首次突破1GWh，中国电化学储能进入“GWh时代”。

但仅仅一年后，储能市场冷清了。

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计数据显示，2019年储能市场进入减速调整期，2019年上半年我国电化学储能项目装机新增规模为116.9MW，同比减少4.2%，第三季度新增装机规模为78.2MW，同比下滑59.6%。

上市公司业绩也佐证了市场行情。据记者不完全统计，2019年前三季度，32家储能上市企业头部效应明显，两极分化加剧。其中，仅有13家企业归母净利润实现同比增长，部分公司现金流出现危机。

以宁德时代和欣锐科技为例，2019年前三季度，宁德时代实现归母净利润13.62亿元，同比增长45.65%，欣锐科技归母净利润为-0.11亿元，同比下滑61.65%。

华创证券电气设备证券分析师胡毅认为：“2018年的新增装机爆发，主要得益于辅助调频储能与电网侧储能的增长。2019年辅助调频市场新增省份较少，电网侧储能因电网公司投资放缓而有所下降，总体来看，储能进入稳定增长阶段。下一步，厘清商业模式是其爆发增长的关键点。”

商业价值有待释放

据了解，发电侧储能一般用于新能源发电平滑输出或火电机组与储能联合调频，用户侧储能一般通过峰谷电价移峰填谷提高电能质量，电网侧储能主要用于输配电网，发挥调峰调频、事故备用、黑启动等作用。

2019年5月，国家发改委发布《输配电定价成本监审办法》，其中明确抽水蓄能、电化学储能不计入输配电定价成本。同时，国家电网发布严控投资方案，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。

某不愿具名的业内人士告诉记者，电网侧储能盈利模式尚不清晰，成本疏导存在难题，上述事件让高歌猛进的电网侧储能偃旗息鼓，“一刀切”也引发了业界的诸多争议。

以用户侧储能为例，峰谷价差套利是其主要盈利模式，峰谷价差的变化趋势直接影响用户侧储能市场发展。

上海煦达新能源科技有限公司总经理李剑铎表示，对峰谷套利模式的可持续性存疑。“大工业用户峰谷价差小于一般工商业，近年来国家推行降电价减负政策，峰谷价差呈压缩趋势，单纯通过峰谷套利的收益模式无法覆盖储能成本，降低用户成本是用户侧储能的重要驱动力。”

在电源侧储能方面，其商业模式单一，一般采取合同能源管理模式，即收入由储能企业与电厂按约定比例分成。《展望》指出，电网侧储能中，辅助新能源并网的储能项目，其盈利主要来自新能源消纳收益及降低弃风弃光的考核费用等，盈利能力有待进一步挖掘。

王志轩认为，政策是直接影响储能应用及商业模式的关键因素。当前，我国制定了多部与储能产业直接或间接相关的政策，但激励机制不足，没有明确的资金疏导渠道，商业模式难以持续。

有望迎新增长周期

王志轩认为，我国储能服务缺乏明确量化的市场定价体系和机制，电力辅助服务市场和现货市场仍然处于建设初期，储能可以参与的市场空间有限，无论是在发电侧、电网侧还是用户侧，多种应用场景中可持续的商业模式并不多，与业内所呼唤的以“独立市场主体”身份参与市场竞争的方式还有一定的距离。

在王志轩看来，应建立按效果付费的市场机制，让储能的各项作用能够在市场中体现并价值化，从而释放储能在发电、电网、用户三个领域的商业价值。

同时，胡毅预测，今年储能市场有望迎来新一轮增长周期，在峰谷电价差、现货市场、辅助服务等领域有望实现爆发式增长，同时催生更多的商业模式。

《展望》预计基准情况下，2020年储能总规模达3895万千瓦，2035年系统对储能需求将达2亿千瓦，其中抽水蓄能1.4亿千瓦。

新年伊始，江苏已发文为储能进入电力辅助服务市场探路。江苏能源监管办发布《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（征求意见稿）》。《征求意见稿》称，此次市场交易主体为具备自动发电控制（AGC）调节能力的各并网发电企业、储能电站及综合能源服务商，将为市场成员有序开展电力调频辅助服务交易提供政策保障，为储能进入江苏电力辅助服务市场开辟新路径。

随着“隔墙售电”、虚拟电厂、能源大数据、电力市场等新兴领域崛起，加之各地政府大力支持，2020年储能产业将如何拥抱春天值得期待。