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　　近年來，受益于市場需求和政策導向雙重驅動，我國新型儲能規(guī)?；瘧泌厔葜饾u呈現(xiàn)。任何一個行業(yè)或者說一個細分領域，都會經(jīng)歷培育期、成長期、成熟期。當前儲能行業(yè)發(fā)展仍面臨三大方面的挑戰(zhàn)。

　　挑戰(zhàn)一：安全性

　　根據(jù)不完全統(tǒng)計，近十年全球儲能安全事故發(fā)生60余起。2021年全球儲能市場爆發(fā)，大規(guī)模儲能項目越來越多，單個儲能項目規(guī)模越來越大，儲能安全隱患也隨之增大。

　　其中，有兩個關注點，一是安全事故多發(fā)于鋰離子電池，一旦發(fā)生，通常事故等級高，損失慘重。例如2018年7月2日，韓國一風力發(fā)電園區(qū)內(nèi)ESS儲能設備發(fā)生重大火災事故，造成706㎡規(guī)模電池建筑和3500塊以上鋰電池全部燒毀。二是多事故發(fā)生在電站投運一段時間后，儲能全生命周期的安全問題引發(fā)重視。

　　圖：部分儲能電站爆炸事故詳情

　　儲能電站建設全流程涉及的標準均尚未落地

　　儲能正處于由研發(fā)示范向商業(yè)化過渡的關鍵時期，迫切需要建立健全儲能技術標準為產(chǎn)業(yè)發(fā)展保駕護航。實際上，儲能標準涉及設計、運輸、安裝、驗收、投運、運維、災后處理、電池回收等多個環(huán)節(jié)。

　　但在電化學儲能技術統(tǒng)一規(guī)范、并網(wǎng)調(diào)度規(guī)則、產(chǎn)品檢測認證等方面仍無明確標準;儲能系統(tǒng)運輸、安裝、調(diào)試、運維方面的安全性標準尚不成熟;對儲能消防要求、環(huán)保、社會經(jīng)濟效益等方面的評價標準仍是空白。

　　在光伏強制配儲的背景下，缺乏電網(wǎng)公司對儲能系統(tǒng)調(diào)度頻次、充放電次數(shù)等的明確規(guī)定，儲能產(chǎn)品的質(zhì)量和安全無法保證。圖：儲能全流程涉及六類標準

　　安全總責環(huán)節(jié)向專業(yè)化過渡道阻且長

　　一般來說，中游的儲能系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)是安全問題“第一責任人”。中游儲能系統(tǒng)集成具備標準化機架式設備，組裝難度低。一般地，下游客戶對上游元器件的要求較高，而對集成商的品牌關注度較低，因此“低毛利、高營收”的特性吸引了眾多企業(yè)入局，內(nèi)卷激烈。而下游的所有權、使用權和收益權分化，權責不明晰，均無法對全鏈條安全問題負責。

　　由于儲能集成系統(tǒng)是對上游元器件的耦合，成為唯一能對整個儲能系統(tǒng)產(chǎn)品的安全負責的環(huán)節(jié)。

　　未來集成商將向專業(yè)化過渡，例如必須熟悉上游三大核心技術，因此向上游環(huán)節(jié)拓展是一大路徑，但集成商向上游拓展難。而上游各環(huán)節(jié)要么技術壁壘高，要么規(guī)模效應明顯，進入壁壘高。另外，上游競爭格局穩(wěn)定，未來將朝著市場細化演進，而各細分市場的龍頭企業(yè)已具備邊際優(yōu)勢，保護壁壘難以打破，集成商專業(yè)化道阻且長。

　　挑戰(zhàn)二：經(jīng)濟性

　　國內(nèi)電力市場的交易模式和地區(qū)政策不完善

　　國內(nèi)電力市場盈利模式尚不完善。從現(xiàn)貨市場來看，與國外相比，我國的現(xiàn)貨市場以發(fā)電側單邊交易為主，價格信號無法傳導到用戶側形成有效激勵引導，商業(yè)模式未形成閉環(huán)。

　　從中長期交易市場來看，美國電力整體市場通過競爭性拍賣進行發(fā)電資源交易;零售市場允許消費者自主選擇供電商;中國電力市場以計劃調(diào)度和雙邊協(xié)商為主，市場化程度相對較低。雖然各地出臺了一些輔助服務政策，但交易品種單一，難以覆蓋儲能投資成本。

　　另外，各地市相關輔助服務政策不一，部分地區(qū)沒有長效政策機制，缺乏穩(wěn)定性，投資風險較大，一定程度上制約了投資者的參與積極性。

　　圖：2019年美國電力市場結構

　　圖片來源：ISO/RTO Council，華安證券研究所(注：彩色部分代表已經(jīng)進行了市場化改革的區(qū)域電網(wǎng))

　　圖：儲能電站參與電力市場結構圖

　　儲能投資成本高導致供應商低價競爭

　　當前，儲能電站建設成本較高。儲能電站成本分為技術成本和非技術成本，其中技術成本高主要是因為儲能尚未規(guī)?；瘧茫姵?、PCS、EMS等設備成本高。非技術成本高，主要是儲能電站開發(fā)、土地、接入、并網(wǎng)驗收、融資成本高。

　　如若市場出現(xiàn)低價競爭，會忽視質(zhì)量與安全。根據(jù)畢馬威《新型儲能助力能源轉型》報告，當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔，壓力較大。

　　例如，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%-10%;而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%-20%，內(nèi)部收益率降低0.5%—2%不等。

　　因此，發(fā)電企業(yè)出于經(jīng)濟性考慮，會更傾向于選擇低成本儲能項目，相對忽視性能和安全問題，傳導到儲能供應方就會引發(fā)低價競爭問題，甚至導致劣幣驅逐良幣。

　　圖：風電滲透率越高，儲能建設成本越高

　　資料來源：《電力儲能經(jīng)濟性分析與綜合評價方法研究》，華安證券

　　儲能電站市場參與度、收益性和貢獻率較低

　　目前儲能度電成本約為0.8元/kWh，而大多調(diào)峰價格均低于0.8元/kWh，不具備經(jīng)濟性，市場參與積極性不高。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，中國當前電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)僅為12.2%。個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、每月平均充放2次、甚至基本不調(diào)用的情況。

　　目前運維成本高于預期，以AGC儲能調(diào)頻為例，按照設計壽命，電池組深淺組合充放需保障3年以上。但部分電站實際運行中，由于電池充、放電過于頻繁，容量衰減過快，投運半年就需要大規(guī)模更換電池，質(zhì)量隱患高，原有的全周期投資收益邏輯不成立，運維成本高。

　　早期儲能構網(wǎng)能力不足：很多儲能項目在前期論證階段，都按照電網(wǎng)中新能源最大棄電規(guī)模進行調(diào)用情況測，放大了電網(wǎng)的調(diào)用需求。另外，早期的儲能只有充放電功能，不具備穩(wěn)定支撐等構網(wǎng)型能力，同時單體規(guī)模較小，對調(diào)峰棄電、斷面受限等問題的解決貢獻度偏低，限制了應用范圍。

　　圖：典型儲能技術的度電成本(元/kWh)

　　資料來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》

　　挑戰(zhàn)三：標準化

　　儲能集成系統(tǒng)產(chǎn)品設計參差、軟硬件不兼容

　　儲能集成系統(tǒng)直接對安全負責，其電池原件能量密集、拓撲結構靈活多變、電芯數(shù)量多和特性不一，并非簡單堆砌和拼湊，而是涉及系統(tǒng)控制、電氣安全、直流側管理、設備優(yōu)化匹配、電池健康及安全聯(lián)動保護管理等多領域知識。眾多入局儲能系統(tǒng)集成企業(yè)能力參差不齊，不少廠家缺乏集成拓撲設計經(jīng)驗和能力。

　　另外，目前儲能行業(yè)并未出臺權威標準，儲能項目仍為非標準化招標，提供的是定制化產(chǎn)品和服務，儲能集成設計參差不齊、軟硬件不兼容，阻礙儲能系統(tǒng)行業(yè)的健康發(fā)展。

　　圖：儲能電池系統(tǒng)結構設計資料來源：科陸電子