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电网侧储能急刹车,储能企业如何寻求机遇?

作者: | 发布日期: 2019 年 12 月 05 日 10:07 | 分类: 产业资讯

储能的冬天来了。

缺乏实质性政策支持、价格机制厘不清、电网侧储能急刹车、其他领域也疲软无亮点,企业拿不到新项目、砍掉储能业务、被迫大裁员……储能行业刚由萌芽进入抽条之时,正当大家期许它能欣欣向荣,不料遭遇前所未见的寒冬。

在这危机之中,储能企业选择断臂求生?还是寻求机遇等待下一个春天?

1、这波“寒潮”有点猛

作为世界上最大的电网企业,国网每年因投资建设所需的采购数额之大,深刻地影响着电力相关产业链。

近期,国家电网公司的一则《关于进一步严格控制电网投资的通知》,以严苛的口吻规定“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设”。

一石激起了千层浪,有业内人士感慨“储能这下是彻底‘凉凉’了!”

事实上,在这股“暴风雪”来临之前,业界早已感受到了寒意。

5月28日国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》明确规定电储能设施不得计入输配电定价成本。国网上半年工作会上也首次明确暂缓电网侧大规模储能建设。

2018年以206.8MW的新增投运规模占据各类储能应用之首的电网侧储能,在今年陷入了僵局。以镇江建山储能电站为代表的电网侧储能示范项目,运行情况和收益并不如预期。

电力改革推进缓慢,火电领域甚至出现了倒退,这让辅助服务调频侧市场难以打开,已经出现容量接近饱和的状况。

连续两轮一般工商业电价的下降,使得用户侧原先比较有利润空间的峰谷价差套利模式也不再诱人。

备受瞩目的新能源+储能模式领域的账难算清,“谁受益谁买单”难以施行,进展也并不理想。以青海某光伏电站+储能为例,因为托底价高于省内水电等其他资源的电价,只能说项目还是停留在示范阶段。

据估计,2019年中国电化学储能装机量大约在600MWh左右,且不少订单是2018年的规划项目,不出预料今年将会首次出现负增长情况,而去年这个增速达144.79%!

2、企业大撤退

2019年5月,在国家会议中心举办的储能国际峰会上,无论是设备商还是开发运营商,无论是学界专家还是企业代表都看好储能的前景,信心满满地预测着2019年电化学储能将再续辉煌。

不料仅仅几个月后,就被现实深深上了一课,可谓还未启航,就折戟成沙。

开发商风光不再,设备制造商则更加惨淡。

作为储能设备集成商的平高电气(600312.SH),在去年国网河南省电力公司的100MW电化学储能示范项目的竞争中,一举拿下了16个储能电站项目,可谓风光无限。

而在今年,却只并网了一个项目,差距不可谓不大。

而去年签下2.4亿元大单的科陆电子(002121.SZ),已将公司的重点业务转向时下大热的“泛在电力物联网”。据科陆电子内部人士透露,储能业务已经不再是公司发展重点,或将大幅裁员。

同样是因为行业寒冬,那个豪言要开创商用储能新纪元的南都电源 (300068) 力主发展储能的高管,如今已连降两级,黯然退场,令人唏嘘不已。

当行业迎来重新洗牌的时候,资金和技术都没有优势的玩家,不免会在市场竞争中被边缘化甚至惨遭淘汰。而能在危机中穿过危险,抓住机遇的企业,或许能守得云开见月明。

未受到太大冲击的企业,大多将重点转向了海外市场,或是挖掘了一些细分领域。如一带一路沿线国家中有供电困难或电价较高的地区,或是日美欧中有调频和新能源+储能需求的市场,抑或是门槛较高的军方项目。在这一过程中,由于不同区域因为气候、地质、市场、温度等因素对储能技术要求不同,倒逼储能技术的发展和安全性的提高。最后或许会出现“墙内开花墙外香”的情况,海外的经验再反过来带动国内的市场。

未来,储能需要寻找到合适的应用场景,找到可行的商业模式,这样才有形成规模的可能性。在应用模式上,需要全行业一起发力探索。只有成本大幅下降、安全得到保证,储能的经济性才能得以凸显。

正所谓“无限风光在险峰”,期待储能行业能在寒冬中积蓄力量,迎来柳暗花明的未来。在这个没有太多好消息的时候,能给的也只有信心了。

来自:能见Eknower

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