储能2019年中观察
2019下半年，储能的看点在哪里?
原本趁着2018年市场行情井喷，打算在今年大干一场的中国储能商，突然发现，单是活下去就几乎用尽全力了。
从数据上来看，今年上半年，储能产业罕见的出现了过去几年不曾有过的下滑状况。
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。
今年上半年储能的相对沉寂，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，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。
韩国过去一年多储能电站起火20多起。
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。
储能产业今年上半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”最新了解到的消息，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。
未来广东等地海上风电或将创造一个GW级的储能市场。
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，多数项目将会在下半年陆续兴建投运，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。
