2020年储能电站行业现状及市场发展分析
储能电站就像一个储电银行，可以把用电低谷期富裕的电储存起来，在用电高峰的时候再拿出来用，这样就减少了电能的浪费，在用电高峰期缓解了用电压力。 近年来，随着“光伏+储能”成本的持续下降，使得越来越多的公用事业公司开始将电池储能系统添加到他们的发电组合中。
2007年以前，我国光伏市场处于示范阶段，行业整体发展程度低；2012年，欧美对中国光伏行业启动双反政策，国务院于2013年发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，正式开启我国光伏补贴时代，2013年实现累计装机16GW；在补贴政策的支持下，我国光伏产业技术快速发展，光伏电站标杆上网电价不断下调，，实现累计装机130GW，当年新增装机53GW。2018年开始，由于光伏发电成本不断下降以及光伏补贴缺口的出现，度电补贴开始下调，531新政的到来加速了行业洗牌和技术降本进程，2018年我国光伏累计装机容量174GW，新增装机44GW，在全球110GW的新增装机中占比40%，冠居全球。以“储能”为关键词在“SooPAT专利信息搜索引擎进行检索，2009-2018年，中国储能技术专利量呈快速上升的趋势，其年复合增长率达36.59%。2019年1-8月，中国储能技术专利数量新增11003件，整体来看，我国储能电站产业技术活跃度较高。然而，一方面我国新能源装机容量不断提升；另一方面，市场化机制的缺失使得新能源消纳成为新的问题。2018年12月，国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对风电、光伏、水电、核电提出对应的消纳目标。为缓解清洁能源消纳问题，本次通知提出重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，保障工作视电源类型、区域差异而定。光储结合是光伏走向市场化的出路之一，目前，协鑫新能源、华能集团、鲁能集团、黄河水电等不少市场参与者已经在积极部署光储项目。政府一系列政策相继出台，弃光现象得到有效改善。根据国家能源局数据显示，自2015年以来，我国弃光率呈波动下降的趋势。弃光率从2016第一季度的13.84%高位，波动下降，至2018年第三季度，弃光率已经降至的2.87%。截至2018年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目的累计装机规模达到了259．6MW，占中国储能投运项目总规模的25．7％。据中金企信国际咨询公布的《2020-2026年中国储能电站行业市场调查及投资战略预测报告》统计数据显示：2018年的光储项目规模相比2017年增长了41．4％，其原因在于黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，同时对储能为光伏电站带来的价值进一步认同，进而在集中式光伏电站中部署储能项目的力度增大。 2016年9月，国家能源局公布了国内首批20个光热发电示范项目，总装机容量1.349GW，均配置了熔融盐储热装置。 截至2018年底，这批项目已建成投运的容量为0.2GW，结合在建项目当前的状态，预计2019年新增投运的容量将达到0.35GW，届时我国投运的熔融盐储热项目的累计装机规模将达到0.62GW。2018年储能电站装机规模上升至31.2GW，三年间复合增长率达13.31%。截至2019年3月，中国已投运储能项目的累计规模达到31.3GW。2019年4月26日，中国化学与物理电源行业协会储能应用分布协会发布《2019储能产业应用研究报告》，《报告》以储能工程项目作为计量，指出2018年市场规模达到1287亿元。整体而言，储能电站行业市场增速呈逐渐加快的趋势。我国新能源发展势头迅猛，按照相关规划，到2050年，风电和光伏的装机容量都将达到10亿千瓦，但与此同时，弃风弃光现象非常严重。之所以造成这样的状况，是因为新能源发电的不稳定和间歇性所导致，用电和发电难以达到平衡，“即发即用”难以实现。在大规模开发和利用下，弃风弃光的状况愈发严重。但这样的情况也为储能行业发展带来发展机遇。
受益于政策扶持及国内外需求拉动，储能产业有望在盈利及未来升级发展上再下一城。为此，企业需要加紧备战，持续推动技术创新和应用创新，以客户需求为导向，以解决客户问题为目标，深耕细作，增强成本管理和产品化建设。此外，需积极配合政策推动，加强市场拓展和宣传，才能有利于企业在行业中立足深耕发展。在国家政策扶持下，储能电站建设得到推广和支持，市场需求和潜力巨大。