2019年5月28日，是我國電化學(xué)儲能發(fā)展的一道分水嶺，因為這一天國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合修訂出臺了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（以下簡稱“新《辦法》”）。新《辦法》要求電儲能設(shè)施等與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用不得計入輸配電定價成本。
盡管從統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，截至2019年6月底，我國電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模為1189.6兆瓦，2019年上半年新增規(guī)模高達116.9兆瓦，但實際上“辦法”在征求意見階段已造成增速同比減少4.2%的影響，考慮已規(guī)劃核準(zhǔn)項目投運周期的滯后作用，下階段項目規(guī)劃減速明顯。也就是說該政策一出，在經(jīng)歷了號稱“儲能元年”的2018年短暫爆發(fā)增長后，儲能市場迅速進入減速調(diào)整期，其中集中式可再生能源并網(wǎng)上半年沒有投運項目，增速最低；近幾年非?；钴S的用戶側(cè)儲能陷入低迷，同比下降50.4%；2018年擴張力度最大的儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)應(yīng)用項目也開始制動，原本躍躍欲試的電化學(xué)儲能投資者們觀望情緒陡增。
出現(xiàn)這一近乎戲劇性的變化，與電化學(xué)儲能自身特征休戚相關(guān)。一方面，在眾多儲能技術(shù)路線中，以其配置靈活、建設(shè)期短、響應(yīng)快速被認(rèn)為是推動能源替代和電力改革的關(guān)鍵，另一方面，電化學(xué)儲能的技術(shù)經(jīng)濟特性也對自身產(chǎn)業(yè)化發(fā)展形成制約。一旦解除政策保護和兜底，競爭力問題立即凸顯。
雖然2019年7月《貫徹落實〈關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見〉2019-2020年行動計劃》出臺，一些地方政府也發(fā)布了相關(guān)推動政策，表現(xiàn)出對電化學(xué)儲能作為發(fā)展方向的肯定，但對于電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)而言，若要在市場機制環(huán)境下健康有序發(fā)展，需要審視目標(biāo)與資源、找準(zhǔn)定位、尋求發(fā)展路徑。
根據(jù)“魔川-死谷-達爾文?！眲?chuàng)新理論模型，從科學(xué)研究到技術(shù)開發(fā)轉(zhuǎn)化所經(jīng)歷的障礙被稱為魔川，是由技術(shù)的不確定性造成的。盡管目前還沒有某一種技術(shù)能夠完全滿足循環(huán)壽命、可規(guī)模化、安全性、經(jīng)濟性和能效等五項儲能應(yīng)用關(guān)鍵指標(biāo)，但考慮到鋰電池的日益成熟，產(chǎn)業(yè)技術(shù)路線的不確定性已經(jīng)相對較低。從開發(fā)到商業(yè)化的過程中，所經(jīng)歷的障礙叫“死谷”，主要由顧客的不確定性導(dǎo)致。隨著一段時期的探索磨合，電化學(xué)儲能的目標(biāo)顧客從集中式新能源基地、火電上網(wǎng)側(cè)、電網(wǎng)側(cè)到用戶側(cè)也逐漸固化。根據(jù)該模型，從商業(yè)化到產(chǎn)業(yè)化所經(jīng)歷的障礙被稱為“達爾文?！保P(guān)鍵在于能否找到合適的商業(yè)模式，這正是電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)目前面臨的階段。
電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)，要走過達爾文海，必須選取正確的發(fā)展戰(zhàn)略。
亟待破題的戰(zhàn)略選擇
邁克爾·波特曾將企業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略分為總成本領(lǐng)先戰(zhàn)略、差異化戰(zhàn)略、聚焦戰(zhàn)略三大類，但這主要針對具體企業(yè)。對于產(chǎn)業(yè)而言，還應(yīng)進行產(chǎn)業(yè)價值鏈的營造。
總成本領(lǐng)先戰(zhàn)略
電化學(xué)儲能項目的成本主要包含兩大類：建設(shè)成本和經(jīng)營成本，其中建設(shè)成本涉及土建，電池、BMS、PCS及其他配套的電氣一、二次設(shè)備等的采購、安裝，以及占地、施工設(shè)計等資源投入。
以目前商業(yè)化應(yīng)用綜合性能較高的基于磷酸鐵鋰電池的電化學(xué)儲能系統(tǒng)為例，建設(shè)階段系統(tǒng)總體能量成本目前約為1800元/千瓦時~2300元/千瓦時，盡管同樣的電池容量配置下，不同充放電時長配置會引起儲能項目建設(shè)成本的大幅波動，PCS、土建施工也在建設(shè)成本中占有較大權(quán)重且存在統(tǒng)計樣本上的較大差異，電池成本仍是最主要的成本，占40%~60%。所以未來電化學(xué)儲能總成本領(lǐng)先戰(zhàn)略實施的關(guān)鍵是持續(xù)技術(shù)改進。
一方面，從低成本角度，創(chuàng)新電池結(jié)構(gòu)和工藝的開發(fā)，通過自動化、柔性生產(chǎn)線或規(guī)?；慨a(chǎn)、整合供應(yīng)鏈等手段，提高生產(chǎn)效率，拓展電池成本下降空間。另一方面，通過系統(tǒng)工程設(shè)計上的改進，消除逆變器、布線、集裝箱化、氣候控制和其他組件的不必要成本和復(fù)雜性，形成標(biāo)準(zhǔn)化的設(shè)計、安裝、調(diào)試和施工，減少現(xiàn)場勞動力需求、降低土地占用，實現(xiàn)規(guī)模效益。沿著上述產(chǎn)業(yè)路線圖，到2025年，電化學(xué)儲能系統(tǒng)的單位建設(shè)成本和初始投資有望下降50％以上。
儲能項目建設(shè)完成后，主要經(jīng)營成本為運行維護費用，合理的運維投入對于項目安全可靠運行和全壽命周期經(jīng)濟性有重要作用。對于運維費用，由于缺乏足夠充分的案例，加之運行工況差異很大，不應(yīng)簡化為費率的套用。作為電化學(xué)儲能的核心，電池有大致的循環(huán)壽命，一般磷酸鐵鋰電池在2500~4000次。根據(jù)應(yīng)用場景的不同，電池的使用年限也會有很大不同。如峰谷套利，結(jié)合峰平谷出現(xiàn)的周期，可以一天一充一放，也可以一天二充二放。項目的整個運營周期內(nèi)，為提高項目整體使用壽命，一般至少存在一次更換電池的情況。因此電化學(xué)儲能項目還要專門預(yù)留一定的技改費用更換原有的電池。
同時新能源汽車行業(yè)的規(guī)模化和技術(shù)進步，將不斷推動電池成本降低，儲能作為同技術(shù)路線的另類應(yīng)用，也將充分受益。此外，各大電池生產(chǎn)商也致力于提升電池循環(huán)次數(shù)達到與整個項目的運行壽命同步，無需在運營過程中更換電池，將明顯降低項目成本，增強項目競爭力。
總成本最低戰(zhàn)略，不僅適用于電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)作為新業(yè)態(tài)在電力系統(tǒng)中整體地位的確立，也適用于未來產(chǎn)業(yè)內(nèi)各個企業(yè)之間的競爭。
差異化戰(zhàn)略
電力系統(tǒng)中發(fā)電、輸電、配電、用電各個環(huán)節(jié)對儲能技術(shù)都有需求，儲能應(yīng)用場景復(fù)雜多樣，每個應(yīng)用場景在不同地區(qū)又存在不同特征，東部負荷密集地區(qū)與西部新能源送出省份對儲能的需求也大相徑庭，不同用戶對儲能技術(shù)能量密度、功率特性、成本、壽命、啟動及響應(yīng)時間等特性要求不同，不宜搞一刀切。差異化是電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)生存發(fā)展的主要戰(zhàn)略。
容量型電化學(xué)儲能的差異化戰(zhàn)略選擇
容量型電化學(xué)儲能主要應(yīng)用于能量的時移，通過充放電的電價差計算收入。容量型廣泛應(yīng)用于促進新能源消納、電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰等輔助服務(wù)、用戶側(cè)削峰填谷等場景。一般額定功率下儲能時長配置在兩小時以上。
新能源消納領(lǐng)域的應(yīng)用
在促進新能源消納方面，青海打破了原有儲能應(yīng)用的界限，創(chuàng)造了儲能參與電網(wǎng)調(diào)度運行的新模式，提出了共享儲能的新概念。2019年6月3日西北能監(jiān)局印發(fā)《青海電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，指出儲能電站可作為市場主體參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場化交易，交易后仍有剩余充電能力,在電網(wǎng)需要調(diào)峰資源的情況下調(diào)度機構(gòu)可以按照電網(wǎng)調(diào)用儲能調(diào)峰價格（暫定0.7元/千瓦時）調(diào)用儲能設(shè)施參與青海電網(wǎng)調(diào)峰。
青海共享儲能輔助服務(wù)市場從6月18日正式啟動試運行，從青海省某50兆瓦/100兆瓦時儲能項目運行情況來看，6-8月調(diào)峰充電電量470.64萬千瓦時，累計放電電量352.52萬千瓦時。
按照1800元/千瓦時的單價，項目靜態(tài)投資在1.8億元。年放電量根據(jù)現(xiàn)有充放電記錄量預(yù)估為2100萬千瓦時，假設(shè)市場化成交價格也是0.7元/千瓦時，則年收入在1470萬元左右。再計及運維成本，暫無法實現(xiàn)良好的投資回報率。當(dāng)然測算放電量只是按照開始兩三個月的運行情況進行預(yù)估，相信隨著系統(tǒng)的不斷完善，儲能場站交易電量和調(diào)用電量的增長，可望實現(xiàn)新能源場站和儲能電站共贏的預(yù)期。共享儲能模式的踐行，有利于社會資本參與投資。
新疆自治區(qū)發(fā)改委今年7月正式印發(fā)了《關(guān)于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知》，將在南疆四地州布局光儲聯(lián)合運行試點項目，并明確在2019年10月31日前建成的項目，所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。新疆的項目廣受關(guān)注，在首批公示的試點項目名單中共有36個光儲項目滿足試點條件，總規(guī)模為221兆瓦/446兆瓦時。根據(jù)試點要求，一個20兆瓦的光伏電站至少要配備3兆瓦/6兆瓦時的儲能系統(tǒng)，投資約900萬元。年增加100小時的發(fā)電量，收入約增加160萬，五年總收入增加800萬元，目前看來尚不足以收回儲能的投資。
電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰等輔助服務(wù)應(yīng)用
在電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰等輔助服務(wù)方面，儲能設(shè)施尤其是電化學(xué)儲能設(shè)施的定位既清晰又模糊。
2018年，我國電化學(xué)儲能實現(xiàn)了突破性發(fā)展，累計投運規(guī)模為1.073吉瓦，是2017年累計投運規(guī)模的2.8倍，首次突破“吉瓦”。根據(jù)CNESA儲能項目數(shù)據(jù)庫的統(tǒng)計，2018年新增投運（不包含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲能項目）的電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能規(guī)模206.8兆瓦，占2018年全國新增投運電化學(xué)儲能規(guī)模的36%，占各類儲能應(yīng)用之首。2019年初，兩大電網(wǎng)公司分別出臺支持儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見，不約而同提出將各省級電力公司投資的電網(wǎng)側(cè)儲能計入有效資產(chǎn)，這一舉措當(dāng)然與新《辦法》即將出臺的大背景直接相關(guān)，但也說明作為保證電力系統(tǒng)安全可靠運行的電網(wǎng)公司，從功能上認(rèn)可電化學(xué)儲能設(shè)施的作用。
原本清晰的投資引導(dǎo)策略，在新《辦法》出臺后前景一下變得撲朔迷離。但這只是浮在表層的現(xiàn)象。
電網(wǎng)側(cè)儲能是為了有效提高電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行水平，因此儲能設(shè)施的功率、容量有一定的準(zhǔn)入門檻，其設(shè)計和布置應(yīng)服從電網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃。既然儲能設(shè)施與電網(wǎng)關(guān)系如此緊密，新《辦法》為何明確規(guī)定電儲能設(shè)施等與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用不得計入輸配電定價成本呢？
對這一政策的解讀是，首先這是電改“管住中間”的配套舉措，電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施確實可提升電網(wǎng)利用效率、提高供電可靠性，但具體應(yīng)該安放在什么位置、如何合理調(diào)度、怎么進行充放計劃，目前尚難以準(zhǔn)確量化；而這一情況與電改厘清和管制輸配電成本的目標(biāo)不符。其次，嚴(yán)格來說，“不得計入輸配電定價成本”也并不等于不允許電網(wǎng)租賃儲能服務(wù)。對于投資電化學(xué)儲能設(shè)施，電網(wǎng)與社會資本理論上也都是開放的。新舊機制的區(qū)別關(guān)鍵在于：儲能在調(diào)峰調(diào)頻、系統(tǒng)備用、改善電能質(zhì)量以及緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電設(shè)施升級擴容等多個方面對電網(wǎng)的價值，將因新機制倒逼而清晰精準(zhǔn)起來。即便電網(wǎng)基于對電力系統(tǒng)全方位的了解，仍比社會資本具有投資儲能和調(diào)用服務(wù)的站位優(yōu)勢，但比起舊機制，相關(guān)決策勢必更科學(xué)全面；第三，與以反映時空信號為特征的電力市場的愿景相銜接，發(fā)揮市場配置資源的作用，電網(wǎng)側(cè)儲能的功能定位和盈利模式將清晰顯現(xiàn)。
用戶側(cè)削峰填谷實踐
用戶側(cè)儲能是儲能商業(yè)化應(yīng)用最早的領(lǐng)域。其收益主要來源于峰谷差套利，主要集中在江蘇、北京、廣東、浙江等峰谷電價差較大地區(qū)。去年開始一般工商業(yè)電價兩次下調(diào)10%，使得全國很多地區(qū)的峰谷價差不斷縮小，單一依靠峰谷差的收益性不理想。按照儲能成本2元/瓦時計，假設(shè)日充放電兩次（峰谷+平谷，DOD深度85%，15%綜合損耗），峰谷價差0.7元/千瓦時，峰平價差0.35元/千瓦時，則投資回報周期也要10年以上。如果考慮鋰電池衰減，尤其是兩充兩放衰減加速，使用年限縮短，運營中要更換電池，則投資更加難以回收。期間如果用戶企業(yè)無法正常經(jīng)營生產(chǎn)，也會造成投資難以收回，這給項目帶來更多不可控的風(fēng)險。用戶側(cè)收益單一、長期運營缺乏保障，對社會資本吸引力不高?？紤]配置儲能用電方多數(shù)存在備電、擴容等綜合需求。
功率型電化學(xué)儲能的差異化戰(zhàn)略選擇
調(diào)頻
功率型的典型應(yīng)用主要是調(diào)頻輔助服務(wù)，通過調(diào)節(jié)里程計算收入。目前獨立的功率型儲能電站尚未出現(xiàn)，主要是依托火儲聯(lián)合調(diào)頻的方式，在火電廠內(nèi)部安裝儲能設(shè)施與火電機組聯(lián)合參與調(diào)頻，是我國當(dāng)前政策環(huán)境下獨特的應(yīng)用形式。儲能與火電機組捆綁參與調(diào)頻服務(wù)，可實現(xiàn)快速響應(yīng)調(diào)度指令，對于提高電網(wǎng)調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間等有一定促進作用。一般功率配置是火電機組額定功率的3%，額定功率下儲能時長配置在半小時。
儲能投資方與電廠采用補償收益分成的模式，分成比例不定，既有在合同期執(zhí)行同一分成比例，也有投資成本收回后采用前后兩個階段分成倒掛的模式。在投資回收之前，項目大多采用投資者70%～80%、電廠20%～30%的收益機制。早期介入聯(lián)合調(diào)頻市場的儲能項目，由于儲能調(diào)節(jié)速度快效果好，Kp值能得到大幅提升，而且單次調(diào)頻價格高15元/兆瓦，收益明顯。一個9兆瓦/4.5兆瓦時的項目每日收益可達7萬左右，年收益預(yù)估2000萬，當(dāng)時3000-4000萬的造價，2年就和收回成本。但市場真正運行不久調(diào)頻單價就一再下調(diào)，下降到普遍的5元/兆瓦。
由于此種模式的費用由所有發(fā)電企業(yè)按照實際上網(wǎng)電費分?jǐn)?，屬于發(fā)電企業(yè)之間零和博弈。該區(qū)域內(nèi)火電企業(yè)如果都加裝儲能提高響應(yīng)，則收益性將大大降低。而且從美國PJM區(qū)域市場和英國市場的經(jīng)驗來看，盡管調(diào)頻服務(wù)的商業(yè)化程度較高，初期市場收益良好，但市場空間其實相對較小，有最優(yōu)的容量上限，發(fā)展到一定程度會飽和，調(diào)頻價格會持續(xù)下降。
山西、廣東等地經(jīng)過一至兩年的試行，在這個容量有限的市場中，“僧多粥少”的競爭格局加劇，而且因為要求在較短時間內(nèi)進行快速的充放電，采用電化學(xué)儲能時需要有較大的充放電倍率，會減少電池的壽命，從而影響其長期經(jīng)濟性，這一市場正在從藍海逐漸轉(zhuǎn)向紅海。當(dāng)初2~4年收回投資的情況已漸行漸遠，投資風(fēng)險逐步加大，這一場景的差異化戰(zhàn)略需要動態(tài)調(diào)整。
無功支持
無功支持是指在輸配線路上通過注入或吸收無功功率來調(diào)節(jié)輸電電壓。電池在動態(tài)逆變器、通信和控制設(shè)備的輔助下，通過頻繁調(diào)整其輸出的無功功率大小來對輸配電線路的電壓進行調(diào)節(jié)，也屬于功率型電化學(xué)儲能運用，因?qū)儆陔娋W(wǎng)側(cè)場景，在不能進入輸配電成本規(guī)定出臺后，是否實施該項差異化應(yīng)用，需結(jié)合供電電壓質(zhì)量的考核要求，與其他無功支持手段進行邊際成本比較。
聚焦戰(zhàn)略以期未來
一般而言，成本領(lǐng)先和差異化戰(zhàn)略適用于全產(chǎn)業(yè)，而聚焦戰(zhàn)略則圍繞特定目標(biāo)。利用電化學(xué)儲能平滑電壓、頻率波動，解決特定用戶的電能質(zhì)量問題就是典型的聚焦戰(zhàn)略。例如芯片加工這樣的高附加值制造商，由于產(chǎn)品精度要求極高，在生產(chǎn)過程中對生產(chǎn)設(shè)備電壓、電流變化或者頻率偏差等問題非常敏感，即便已采取從不同降壓變壓器接線等方式保障供電安全，但由于電力系統(tǒng)負載非線性，仍擔(dān)心電壓升高、驟降、閃變等問題影響產(chǎn)品質(zhì)量，此時可發(fā)揮電化學(xué)儲能毫秒級響應(yīng)優(yōu)勢，定向加裝電化學(xué)儲能設(shè)備，既使這樣的用戶通過保障用電質(zhì)量穩(wěn)定產(chǎn)品質(zhì)量和收入，又使電化學(xué)儲能優(yōu)勢得到應(yīng)用。
產(chǎn)業(yè)價值鏈戰(zhàn)略
在政策指引下開展市場化創(chuàng)新，營造產(chǎn)業(yè)生態(tài)，發(fā)揮價值鏈集聚效應(yīng)也是電化學(xué)儲能的產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略。青海和新疆發(fā)電側(cè)鼓勵政策的出臺是對儲能價值的認(rèn)可，是儲能在可再生能源領(lǐng)域應(yīng)用的有益探索，為后續(xù)政策的完善提供了良好的借鑒。要想全面實現(xiàn)新能源的良性輸送和消納，還需要結(jié)合實際需求，建立良好的協(xié)同機制，實現(xiàn)儲能與電網(wǎng)、新能源場站的協(xié)同發(fā)展的多重價值，如平滑出力、負荷跟蹤、提升可調(diào)節(jié)性等，爭取共贏。
目前全國1-9月份棄風(fēng)棄光總量160.8億千瓦時，在輸送和消納能力沒有大的改善情況下，可配置儲能5萬兆瓦時以上,與現(xiàn)有規(guī)模相比還有很大的發(fā)展空間。除此以外，在用戶側(cè)，電化學(xué)儲能在傳統(tǒng)需求管理、微電網(wǎng)、綜合能源服務(wù)等方面的價值，通過單個儲能設(shè)施來實現(xiàn)存在困難。在“互聯(lián)網(wǎng)+”的大背景下，儲能破解了能源生產(chǎn)和消費的不同步性，使能源在時間和空間上具有可平移性，是能源互聯(lián)網(wǎng)的核心部件，利用區(qū)塊鏈技術(shù)，充分挖掘數(shù)據(jù)資源價值，再結(jié)合可再生能源消納保障機制、需求側(cè)管理，可考慮積極探索光儲充合作、能源托管、融資租賃等新型商業(yè)模式，進一步細分市場，通過功能互補和精準(zhǔn)定制，形成協(xié)調(diào)收益。
儲能是未來電力市場中不可或缺的重要一環(huán)，將在多種場景中發(fā)揮重要作用，目前看來，影響儲能市場發(fā)展的關(guān)鍵，仍然是儲能項目本身缺乏經(jīng)濟競爭力。從經(jīng)濟性看，儲能行業(yè)的發(fā)展需要國家補貼，但從補貼的邏輯來看，新能源汽車的補貼、風(fēng)、光等新能源項目的補貼都已急劇下滑，再對儲能補貼很難實現(xiàn)。儲能項目的經(jīng)濟性要依賴儲能技術(shù)的發(fā)展，設(shè)備成本的進一步降低，以及建立合理的定價機制量化儲能應(yīng)用所實現(xiàn)的價值，還原儲能在市場中真正的商品屬性。這需要針對各類儲能應(yīng)用場景因地制宜地設(shè)計合理可行的市場規(guī)則，借助互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)、區(qū)塊鏈技術(shù)及其他新興網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，并充分深入研究不斷推陳出新的激勵與約束政策，探索新模式、新業(yè)務(wù)、新方案，為促進儲能的良性發(fā)展提供支撐。
總之，電化學(xué)儲能正處在產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)折點，唯有把握好戰(zhàn)機，選擇正確戰(zhàn)略，方可走過產(chǎn)業(yè)大發(fā)展的達爾文之海。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年11期，作者就職于申能股份有限公司。
