编者按：第九届中国国际储能大会在杭州召开,各参会代表对储能产业的现状及未来趋势发表演讲。点评共分为以下三个部分，大致为非抽蓄储能占比进一步上升，储能技术路线单一,应用场景盈利模式仍缺失，2019/2021/2023预计将成重要时间拐点。

非抽蓄储能占比进一步上升
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据,截至2018年,全球储能市场累计装机规模179.6GW,其中抽水蓄能储能为168.4GW。非抽蓄中,电化学储能6.1GW,蓄冷/蓄热为3.5GW,压缩空气为753.9MW,飞轮储能为946.4MW,氢储能为22.0MW。非抽蓄储能装机增长较快,以电化学储能为例,2018年复合增长率为62%。截至2018年,中国储能市场累计装机规模31.2GW,其中抽水蓄能储能为30.0GW。非抽蓄中,电化学储能首次突破1GW,累计装机达到1.03GW,熔盐储热为211.7MW,其他技术合计装机占比不到0.01%。国内储能的发展与全球呈现出显著的差异。2018年我国新增投运储能项目2.1GW,其中电化学储能装机呈现爆发式增长,新增装机612.8MW,累计装机功率复合增长率达146%,占比进一步提升。

储能技术路线单一,应用场景盈利模式仍缺失
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据显示,从储能技术路线来看,国内电化学储能主要采用磷酸铁锂和铅蓄电池,另有少部分采用三元电池,三者累计占比高达90%以上,其他技术主要在特定领域存在示范应用。从下游应用场景装机比例看,用户侧(工商业削峰填谷+需求侧响应)占比24.6%,电网侧储能占比24%,集中式新能源占比18.5%,分布式及微网占比16.9%,电源侧调频占比16.4%,电源侧调峰占比2.5%。尽管应用场景多元化,但各应用场景的盈利模式仍相对缺失,如电网侧储能核算机制复杂,投资时并未将经济性作为决策依据的首要因素,因而主要由电网公司直接投资运营。

2019/2021/2023预计将成重要时间拐点
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会预测,2019/2021/2023预计将成重要时间拐点,其中2019年预计投运规模为1.4GW,项目主要分布在可再生能源并网、电源侧调频和电网侧储能三个方向;2021年预计投运规模比2019年翻一番,预计辅助服务市场初步完善,投运区域将从三北、广东向其他省份延伸,储能技术度电成本进一步下降,工商业削峰填谷储能市场打开,电源侧调频和工商业削峰填谷预计进入商业化初期;2023年投运规模预计将在2021年基础上再翻一番,储能电池度电成本有望降至0.3元/kWh,新能源+储能商业模式进入市场可接受期。

风险提示:政策支持不到位等系统性风险;储能成本下降不达预期;电改推进使得盈利模式发生变化风险;安全性不达标致使储能发展不达预期。


原标题：公用事业行业事项点评:电化学储能累计装机突破1gw,盈利模式仍缺失