中國儲能網(wǎng)訊：儲能可以應用于電力市場“發(fā)-輸-配-用”各個環(huán)節(jié)，盡管目前除抽水蓄能 外，其余儲能形式基本處于規(guī)模化發(fā)展前期，但隨著可再生能源接入規(guī)模擴大， 電網(wǎng)現(xiàn)代化建設，以及我國電力市場化改革的推進，儲能行業(yè)前景值得關注。 綜合各市場機構預測，到 2025 年全球儲能市場的年銷售額有望超過 100 億美 元，以儲能工程計算，我國市場規(guī)模也有望在 2025 年突破千億。
1.1 用戶側儲能發(fā)展放緩，電網(wǎng)側規(guī)?；ㄔO起步
用戶側儲能商業(yè)模式比較清晰，最先進入商業(yè)化發(fā)展。儲能系統(tǒng)典型應用 場景包括：用戶側（削峰填谷、需求側響應等）、電網(wǎng)側、可再生能源并網(wǎng) （集中式配套、分布式微網(wǎng)等）、電力輔助服務等。用戶側儲能是最先進入商 業(yè)化發(fā)展的環(huán)節(jié)，主要原因在于峰谷電價差套利這一商業(yè)模式比較清晰，尤其 在東部沿海區(qū)域，較高的電價差使得部分項目已經(jīng)初步具有經(jīng)濟性（一般情況， 以系統(tǒng)造價 180 萬/MWh 為例，峰谷電價差大于 0.75 元時，用戶側儲能項目 整體投資收益率約 6-8%，0.9 元以上時，項目收益率約 10%）。
受項目經(jīng)濟性影響，用戶側儲能發(fā)展放緩。2017 年用戶側儲能占新增裝 機比例達 59%，2018 年該比例降至 10%左右。用戶側儲能發(fā)展放緩的主要原 因在于峰谷價差套利模式相對單一，2018 年以來一般工商業(yè)電價下降使得峰 谷價差收窄，儲能項目經(jīng)濟性下滑；此外，土地、融資、實際運營成本較高等 原因進一步壓縮了項目的盈利空間。
2018 年以來，電網(wǎng)側儲能項目迅速發(fā)展，帶動了電化學儲能項目規(guī)模增 長。根據(jù)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)側電化學儲能規(guī)模 206.8MW， 占 2018 年全國新增投運電化學儲能規(guī)模的 36%，是各類儲能應用之首。在電 網(wǎng)側儲能的帶動下，我國累計投運儲能項目 1018.5MW/2912.3MWh，電化學 儲能項目突破 GW/GWh 級別。
電網(wǎng)側儲能在 2018 年規(guī)?；l(fā)展的起步是由多重因素共同驅動：
政策上發(fā)布了全國層面促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導性意見。2017 年 10 月 11 日，發(fā)改委能源局等聯(lián)合印發(fā)了《關于促進儲能產(chǎn)業(yè)與技術發(fā)展的指導意見》， 主要針對應用在電力系統(tǒng)中提供電力輔助、新能源配套等服務的儲能提出規(guī)劃， 計劃到 2020 年儲能要全面由研發(fā)試驗向商業(yè)化過渡；2025 年實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展。 此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級項目的建設。
電力系統(tǒng)中儲能應用必要性增加，電力系統(tǒng)中，儲能的應用涉及多個領域， 除常規(guī)的削峰填谷外，還可以配套可再生能源并網(wǎng)、配合火電機組調(diào)頻率以及 參與各類電力輔助服務。近年來，新能源接入規(guī)模擴大，中東部地區(qū)尖峰負荷 提升，電網(wǎng)運行環(huán)境日趨復雜，電網(wǎng)平衡與控制的壓力增長，對儲能電站的需 求明顯提升。
商業(yè)模式主要由電網(wǎng)兜底。目前電網(wǎng)側項目基本都采取經(jīng)營租賃的模式， 即業(yè)主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網(wǎng)公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結束后，該部分儲能資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。這一模式 的核心是由電網(wǎng)兜底，可以保證投資方的收益率水平，部分條件較好的地區(qū)， 電網(wǎng)租賃費用較高，項目經(jīng)濟性比較可觀。
鋰電池成本下降是規(guī)模化建設的重要基礎。受益于鋰電池產(chǎn)能的擴張和成 本的下降，電化學儲能應用進程加速，根據(jù)彭博財經(jīng)的數(shù)據(jù)，從 2010 年到 2018 年，電池包的成本從 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下，降 幅超 80%，成本的下降是電化學儲能得以實現(xiàn)初步規(guī)模化發(fā)展的重要因素。
1.2 儲能大規(guī)模發(fā)展仍需商業(yè)模式探索、成本進一步下降
2019 年 5 月，發(fā)改委發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中，明確抽水 蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。按照當前電網(wǎng)側儲能的商業(yè)模式， 電網(wǎng)如果能將儲能資產(chǎn)歸入輸配電資產(chǎn)進行折舊，則可完成投資回收的閉環(huán)。 一方面，儲能對電網(wǎng)的價值和資產(chǎn)利用率的提升是毋庸置疑的，儲能參與電網(wǎng) 調(diào)度，滿足電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻需求也確實起到了輸配電資產(chǎn)的作用。但儲能資產(chǎn)的 界定、儲能服務的定價與電力市場化改革息息相關，如何納入輸配電價仍需更 加細致的機制和管理辦法。明確不能納入輸配電定價后，電網(wǎng)側儲能仍將主要 采取經(jīng)營租賃模式展開。本次政策中也明確，租賃費可以包含在運行維護費用 當中。
從國外經(jīng)驗來看，在促進電化學儲能規(guī)?；l(fā)展的過程中，政策刺激與市 場化機制都不可缺少。例如儲能發(fā)展較為迅速的加州電力市場，州政府明確出 臺了 AB2514 和 AB2868 法案，要求加州到 2020 年儲能的裝機容量達到 1. 8GW。同時基于比較成熟的電力市場體系，制定了詳細的調(diào)頻補償和抵扣機制，2013 年運行以來的情況來看，儲能項目參與調(diào)頻市場收益最好，而僅賺 取充放電價差、旋轉備用等都不能成為主要的收益來源。
成本方面，盡管鋰電池成本已經(jīng)有了顯著下降，但出于經(jīng)濟性考慮，仍不 具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統(tǒng)中標單價在 1.9-2.3 元/Wh 之間，就電網(wǎng)側儲能項目來看，系統(tǒng)造價降至 1.5 元/Wh 以下， 可能是大規(guī)模進行應用的前提。2018 年儲能的系統(tǒng)造價中，電池成本占比約 60%，目前來看，電池是繼續(xù)降低成本潛力最大的環(huán)節(jié)。
