中國儲能網(wǎng)訊：2018年被稱為中國的儲能爆發(fā)元年，電網(wǎng)側(cè)項目的大規(guī)模投運和鋰電池成本的持續(xù)下降帶來了行業(yè)的變局和機遇。從遠景周期看，中國的能源結(jié)構(gòu)變革、用電增量市場和電力體制深化改革將為國內(nèi)的儲能市場帶來持續(xù)動力。通過研究電網(wǎng)側(cè)、可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)和用戶側(cè)等四個領(lǐng)域的儲能市場特點和趨勢，建議高度關(guān)注儲能行業(yè)發(fā)展及其帶來鋰電池、設(shè)備系統(tǒng)、建設(shè)運營等環(huán)節(jié)的機會，并以儲能為切入點積極推動布局綜合能源服務(wù)。
儲能尤其是鋰電儲能市場被認為具備廣闊的市場空間和多樣的應(yīng)用場景。2018年被稱為儲能市場爆發(fā)元年，儲能領(lǐng)域受到多個電網(wǎng)側(cè)項目的提振，無論是新裝機量還是運營規(guī)模都有了大幅提升。國內(nèi)外多個鋰電池企業(yè)也將儲能系統(tǒng)（ESS）作為動力電池之外的另一片藍海并積極布局。因此有必要對鋰電儲能市場進行回顧研究，展望未來發(fā)展趨勢。
一、儲能市場發(fā)展情況梳理
（一）電化學(xué)儲能市場概況
電力儲能是指在電力系統(tǒng)中功率在千瓦級別以上，滿足電力系統(tǒng)應(yīng)用需求的儲能技術(shù)。從儲能方式來說，電力儲能可劃分為物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能三大類。物理儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能；電磁儲能響應(yīng)速度快，短時間可釋放大功率電能，循環(huán)次數(shù)多，包括電容儲能和超導(dǎo)儲能；電化學(xué)儲能除鋰電池外，還包括鈉硫電池、鉛蓄電池和液流電池等技術(shù)。
來源:中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟儲能產(chǎn)業(yè)白皮書
從整個儲能應(yīng)用規(guī)模看，抽水蓄能因其性能和成本優(yōu)勢占裝機的94%，而電化學(xué)儲能雖只有3.6%仍位列第二，鋰電又占這當中的86%。除去建設(shè)有特定限制的抽水蓄能，鋰電在電力儲能中已經(jīng)成為絕對的主流。鋰電儲能可組規(guī)模靈活，響應(yīng)時間較快，適用于充放電轉(zhuǎn)換頻繁的場景。它很好的均衡了功率密度與能量密度，隨著鋰電池成本的快速下降，鋰電被認為是電力儲能領(lǐng)域最有潛力的發(fā)展方向，可用于發(fā)輸配用等各環(huán)節(jié)，裝機占比快速提升。據(jù)中關(guān)村儲能聯(lián)盟（CNESA）的不完全統(tǒng)計，從2000年至2018年底全球電化學(xué)儲能的累計投運規(guī)模為6.5GW，同比增長121 %。其中2018年一年新增電化學(xué)儲能的投運規(guī)模為3.5GW，同比增長288%。2000年至2018年底中國電化學(xué)儲能的累計投運規(guī)模為1.01GW，同比增長159%。2018年一年國內(nèi)新增電化學(xué)儲能的投運規(guī)模為0.6GW，同比增長414%。其中電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用爆發(fā)是最主要原因，全年累計投運儲能規(guī)模為1.02GW/2.91GWh（規(guī)模/容量，不僅限于電化學(xué)），是2017年累計投運規(guī)模的2.6倍。從規(guī)模到增速，加之電力機制改革逐步釋放的政策性機會，2018年確實可被稱為中國儲能市場爆發(fā)元年。
（二）國家行業(yè)政策逐漸升級
我國在儲能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略布局可以追溯至2005年出臺的《可再生能源發(fā)展指導(dǎo)目錄》，氧化還原液流儲能電池、地下熱能儲存系統(tǒng)位列其中。2010年儲能行業(yè)發(fā)展首次被寫進法案，當年出臺的《可再生能源法修正案》第十四條中明文規(guī)定“電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)發(fā)展和應(yīng)用智能電網(wǎng)、儲能技術(shù)”。2011年，儲能首次出現(xiàn)在國家“十二五”規(guī)劃綱要，并相繼列入《國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》、《可再生能源發(fā)展規(guī)劃》、《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020）》、《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》等政策中的重點創(chuàng)新發(fā)展領(lǐng)域，重點是融合與智能電網(wǎng)技術(shù)，將儲能作為提高可再生能源消納的重要手段。2016年起，儲能應(yīng)用在國家層面進一步拓寬，國家發(fā)改委等六部委的《電力需求側(cè)管理辦法（修訂版）》提出“通過深化推進電力需求側(cè)管理，積極發(fā)展儲能和電能替代的關(guān)鍵關(guān)系，促進供應(yīng)側(cè)與用戶側(cè)大規(guī)模友好互動”。2017年10月《關(guān)于促進我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》成為我國儲能行業(yè)的第一個指導(dǎo)性文件，至此，儲能正式作為一個重要領(lǐng)域單獨出現(xiàn)在國家層面的發(fā)展指導(dǎo)意見當中。文件確立了推進儲能技術(shù)裝備研發(fā)，推進儲能提升可再生能源利用水平，推進儲能提升電力系統(tǒng)靈活性穩(wěn)定性，推進儲能提升用能智能化水平，推進儲能多元化應(yīng)用支撐能源互聯(lián)網(wǎng)等五大重點任務(wù)。
到2018年，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》，在國家文件中首次明確提出儲能削峰填谷的重要作用，為用戶側(cè)儲能提供有利環(huán)境，此外首次提到鼓勵電動汽車提供儲能服務(wù)。同時，各地陸續(xù)出臺一系列細則加速培育儲能市場，例如多省市發(fā)布電力輔助服務(wù)細則支持儲能調(diào)峰調(diào)頻作用，南方區(qū)域出臺首個針對電化學(xué)儲能電站的政策文件，儲能用鋰離子電池、電化學(xué)儲能電站等一系列標準完成制定實施等。由此可見，儲能行業(yè)政策不斷升級，一方面儲能應(yīng)用的內(nèi)涵日益豐富多元，在能源結(jié)構(gòu)中的地位日漸上升；另一方面儲能政策不斷細化，構(gòu)建更加有利的市場環(huán)境。
（三）新能源汽車發(fā)展加速儲能應(yīng)用進程
大幅降低電池成本是電化學(xué)儲能大規(guī)模擴容的前提條件，中國新能源汽車發(fā)展及由此帶來的動力電池產(chǎn)能擴張，促使鋰電池成本快速下降，大大加速了電化學(xué)儲能應(yīng)用進程。彭博財經(jīng)發(fā)布的最新《長期能源儲存展望報告》中指出，從2010年到2016年，電池包的成本從1000美元/kWh下降到了227美元/kWh，也同時刺激了對鋰電池儲能潛力的期待。預(yù)測從2018至2030年間，鋰離子電池的價格將繼續(xù)下降52%，由此使得儲能系統(tǒng)成本下降的速度將超過預(yù)期。到2050年，電池儲能系統(tǒng)投資額將高達5480億美元，其中三分之二為電網(wǎng)級，其余為家庭和企業(yè)。隨著鋰電池成本因新能源汽車推廣而大幅下降，鋰電池的主流地位已經(jīng)不可動搖。繼續(xù)下探的電池價格會讓電池走進千家萬戶，滿足能源需求和供應(yīng)的變化。
二、電化學(xué)儲能市場各應(yīng)用領(lǐng)域綜述
儲能可以被廣泛應(yīng)用于發(fā)輸配用等各環(huán)節(jié)，分類和作用如下表：
表1：鋰電儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)的應(yīng)用
我國電化學(xué)儲能在電力儲能實際應(yīng)用中，可再生能源并網(wǎng)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及輔助服務(wù)是四個最主要的領(lǐng)域，其裝機占比及其中鋰電比重如下表：
表2：2017年中國電化學(xué)儲能在電力四大應(yīng)用領(lǐng)域裝機占比及鋰電占比
（一）電網(wǎng)側(cè)儲能
盡管儲能最初是在可再生能源并網(wǎng)消納領(lǐng)域被寄予厚望，但在2018年全球電網(wǎng)側(cè)儲能裝機量首次躍居首位，成為最先啟動爆發(fā)的細分領(lǐng)域。電網(wǎng)企業(yè)在江蘇、河南、湖南等多地積極布局電網(wǎng)側(cè)儲能電站，以提升電力系統(tǒng)的靈活性和穩(wěn)定性。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206.8MW，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。另有規(guī)劃及在建電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能電站465MW。包括江蘇鎮(zhèn)江東部101MW/202MWh、河南電網(wǎng)100MWh、湖南長沙一期120MWh，江蘇二期等電網(wǎng)側(cè)儲能項目相繼發(fā)布開工。
表3：今年啟動建設(shè)的電網(wǎng)側(cè)儲能項目一覽
之所以是電網(wǎng)側(cè)率先爆發(fā)，有多方面的原因。一是當?shù)仉娋W(wǎng)對于儲能的切實需求，通常包括幾類：在電網(wǎng)負荷較高地區(qū)，儲能能夠有效滿足短時最大負荷所需，延緩電網(wǎng)的投資建設(shè)；儲能也可以解決區(qū)域電網(wǎng)輸送斷面阻塞的問題，尤其是火電機組調(diào)峰不足的區(qū)域；此外新能源大規(guī)模并網(wǎng)的區(qū)域，儲能一定程度優(yōu)化保障安全穩(wěn)定運行。這幾個省份正是為解決這些問題選擇了鋰電儲能。二是鋰電成本下降明顯，且具有靈活部署統(tǒng)一調(diào)度的特點，在經(jīng)濟價值上逐漸顯示出優(yōu)勢。例如江蘇鎮(zhèn)江儲能電站電網(wǎng)側(cè)總功率為101MW，總?cè)萘繛?02MWh，利用現(xiàn)有變電站資源進行分散建設(shè)，統(tǒng)一調(diào)控。儲能電站總投資約7.6億元，可在每天用電高峰提供電量40萬kWh，滿足17萬居民生活用電。如果建設(shè)同等容量的發(fā)電廠則需投資8億元，且每天有效運行只有1-2小時。三是在區(qū)域應(yīng)用和環(huán)境保護方面具有一定的示范意義，儲能電站可為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動、事故應(yīng)急安全響應(yīng)、電能質(zhì)量改善等多種服務(wù)，減少火電廠為輔助服務(wù)而消耗的燃煤，減少了二氧化碳和二氧化硫排放。
電網(wǎng)側(cè)項目高度依賴各地電網(wǎng)規(guī)劃，可持續(xù)增長及潛在空間仍然取決于電網(wǎng)的資本支出。從商業(yè)模式看，電池和儲能設(shè)備企業(yè)基本以投標工程建設(shè)和設(shè)備采購的方式參與其中，運營環(huán)節(jié)基本不向第三方開放。未來電網(wǎng)側(cè)項目仍然有一些問題需要解決：一是項目的商業(yè)價值計量不透明不公開，無法定價。到底發(fā)揮了多大作用，產(chǎn)生了多少優(yōu)化收益，還難以精確計算。這就導(dǎo)致無法精準計價，更無法將儲能的價值體現(xiàn)到輸配電價當中。二是儲能資產(chǎn)在電網(wǎng)中的身份地位未定，無法歸屬為輸配資產(chǎn)，這同樣影響了儲能后續(xù)的定價問題。目前開工的項目是以租賃模式來解決資產(chǎn)歸屬，但是從訪談中了解到行業(yè)對于解決這一問題充滿信心。三是成本仍需要下降。從公布中標情況看，系統(tǒng)平均成本已經(jīng)達到2元/Wh左右（其中電池成本1-1.3元/Wh）。如果未來在開放市場下與其他輔助服務(wù)方式如燃氣輪機等競爭，電池儲能系統(tǒng)成本仍需要進一步下降，據(jù)測算，系統(tǒng)成本如果做到1.4元/Wh時，電網(wǎng)側(cè)儲能與主流方式具備充分的競爭力?？傮w而言，電網(wǎng)側(cè)儲能仍將是近兩年鋰電儲能的主要市場，考慮到國網(wǎng)最新發(fā)布的“三型兩網(wǎng)”規(guī)劃，尤其是“泛在電力物聯(lián)網(wǎng)”戰(zhàn)略，儲能能夠有效連接電力、電網(wǎng)、用電端，促進任何時間地點、人和物之間的能源連接和信息交互，有效支持泛在電力物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)，電網(wǎng)主導(dǎo)的儲能建設(shè)仍將保持快速發(fā)展。
（二）可再生能源并網(wǎng)
截至2018年底，我國可再生能源發(fā)電裝機達到7.28億kW，同比增長12%，約占全部電力裝機的38.3%。其中風電裝機1.84億kW、光伏裝機1.74億kW、分別同比增長12.4%和34%。全年可再生能源發(fā)電量達1.87萬億kWh，占全部發(fā)電量比重為26.7%?？稍偕茉措娏哂胁▌有裕y以完全匹配穩(wěn)定的用電需求。為滿足用戶側(cè)負荷的需求，且減少電網(wǎng)頻率波動，經(jīng)常會產(chǎn)生棄風、棄光現(xiàn)象。2018年棄風電量277億kWh，平均棄風率7%；棄光電量54.9億kWh，平均棄光率3%。同時可再生能源電力并網(wǎng)也帶來了沖擊隱患，產(chǎn)生大量調(diào)峰調(diào)頻的需求。
儲能系統(tǒng)可為風光電站接入電網(wǎng)提供一定的緩沖，起到平滑風光出力和能量調(diào)度的作用，從而改善電能質(zhì)量、提升可預(yù)測性和利用率。風光儲一體也應(yīng)用于各示范工程中，如格爾木光儲電站、吉林風蓄儲示范工程、張家口風光儲示范工程等。通常鋰電儲能功率配比約為10%，容量在0.5h-2h之間。按照2018年底國內(nèi)風電光伏裝機合計358GW，配套10%儲能計，僅存量就存在35.8GW潛在空間，能夠帶來30-50GWh的電池需求。但實際除示范工程外風光電站幾乎沒有安裝儲能系統(tǒng)。經(jīng)過對部分風光電站運營方訪談，得知儲能大大增加了建設(shè)成本，對發(fā)電平價造成不利影響?，F(xiàn)有補貼模式下安裝儲能尚不存在經(jīng)濟性，電站的上網(wǎng)電量也未必能通過安裝儲能獲得明顯提升。
隨著風光電成本的持續(xù)下降，到2020年如果順利解決平價上網(wǎng)的第一步，提升上網(wǎng)質(zhì)量必然將成為接下來的發(fā)展重點。因此解決清潔能源消納和優(yōu)化平抑波動將成為可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域應(yīng)用儲能的主要動力。2018年11月，發(fā)改委、能源局印發(fā)《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，對2018-2020年間的棄風棄光率制定了年度任務(wù)，并對重點省份提出了目標要求。行動計劃多處提到儲能產(chǎn)業(yè)，要求“統(tǒng)籌推進集中式和分布式儲能電站建設(shè)，推進儲能聚合、儲能共享等新興業(yè)態(tài)”。同時華北能監(jiān)局、西北能監(jiān)局修訂了對新能源的考核辦法，被外界稱為“兩個細則”。其中要求風電場、光伏電站必須具備一次調(diào)頻功能，如果不滿足考核要求則需要繳納補償費用?！皟蓚€細則”如得以嚴格執(zhí)行，加裝儲能裝置也將重新成為風光電站的選擇之一，一方面可減少棄風限電的損失，另一方面未來可通過參與電力輔助服務(wù)獲得收益。
總體而言可再生能源并網(wǎng)將是下一步潛在空間較大的市場，風光儲一體會逐漸提高占比。但是風光電站首先要面臨2020年補貼取消的壓力，一段時間內(nèi)平價仍然是最關(guān)注的事情。加之現(xiàn)階段風光電站加裝儲能只能依靠限電時段的棄電量存儲，投資回收周期漫長。因此該市場啟動尚需時日，恐怕要在2020年補貼取消后，產(chǎn)業(yè)鏈調(diào)整穩(wěn)定，儲能收益多樣化后才會大規(guī)模爆發(fā)。
（三）輔助服務(wù)-火電儲能聯(lián)合調(diào)頻
電力輔助服務(wù)是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務(wù)。其中有償輔助服務(wù)包括AGC、備用、無功服務(wù)和黑啟動等。目前儲能在其中獲利模式最清晰，市場參與方最積極的模式是火電儲能聯(lián)合調(diào)頻。電網(wǎng)在區(qū)域內(nèi)對火電機組的響應(yīng)情況爬坡速率等通過kp值進行考核，由考核靠后企業(yè)補償考核前列企業(yè)。因此火電企業(yè)有動力改善自身調(diào)節(jié)能力，聯(lián)合鋰電儲能系統(tǒng)可以對負荷作出快速反應(yīng)，提升火電機組的調(diào)頻考核指標。一般而言，2臺300MW火電機組需配置的儲能裝置為9MW/4.5MWh。
2017年開始，隨著部分電網(wǎng)區(qū)域?qū)痣妰δ苈?lián)合調(diào)頻給出較為清晰的補償機制，該領(lǐng)域商業(yè)化模式最先成型。僅2018年上半年，已建、在建和中標項目已經(jīng)達到至少20個，投資主體和利益分成模式日趨多元，出現(xiàn)了睿能世紀、科陸電子等主要建設(shè)企業(yè)。目前的商業(yè)模式主要是由社會資本進行投資建設(shè)，在隨后的運營期內(nèi)投資方與電廠對補償收益進行分成，通常在投資成本收回前后兩個階段采用不同的分成比例。按照前期七三開，后期三七開的分成比例，多數(shù)項目2-4年即可收回投資，經(jīng)濟效益良好。
盡管該市場商業(yè)化程度最高，啟動最早收益最好，但市場空間其實相對較小。一是在機制尚未形成的區(qū)域無法推廣；二是配套儲能比例較低僅為2-3%/0.5h，項目規(guī)模有限；三是現(xiàn)有機制仍然是零和博弈，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；四是火電廠議價權(quán)較強，當前分成比例已經(jīng)遠不如早期項目。值得注意的是，這是鋰電儲能在現(xiàn)有機制下，唯一能夠借助火電通道直接服務(wù)電網(wǎng)獲利的模式，這也是該模式盡管潛在空間不大，但是市場最為活躍的原因。
（四）用戶側(cè)儲能
用戶側(cè)主要是在個人用戶、工商業(yè)企業(yè)和工業(yè)園區(qū)安裝儲能系統(tǒng)。理論上用戶側(cè)儲能除了峰谷差套利，還可以實現(xiàn)多種收益，如果能夠?qū)崿F(xiàn)多種收益疊加，則經(jīng)濟性相對較好，理論收益如下表：
表4：用戶側(cè)儲能的多種收益途徑
從理論上看，用戶側(cè)應(yīng)當是鋰電儲能市場空間最大的領(lǐng)域，國外發(fā)展趨勢也是如此。但從實際規(guī)?？?，2018年前三季度用戶側(cè)儲能累計投運295MW，2017年同期231MW，速度并不快。新裝機比重也被電網(wǎng)側(cè)反超，據(jù)不完全統(tǒng)計，用戶側(cè)儲能在2018年新增裝機中占比已經(jīng)降至10%左右。用戶側(cè)發(fā)展缺乏動力的主要原因是收益差和風險大。收益差的原因主要是獲利途徑單一，在用戶側(cè)主要收益依靠峰谷價差套利，加之大部分地區(qū)的峰谷價差有限，導(dǎo)致用戶側(cè)儲能投資回收期比較長。按照儲能系統(tǒng)成本2元/Wh，施工建設(shè)等成本1元/Wh計，假設(shè)日充放電兩次（峰谷+平谷，90%深度充放，15%損耗），峰谷價差0.9元/度，平谷價差0.4元/度，則投資回報周期約為8-9年。如果考慮鋰電池衰減，尤其是兩充兩放衰減加速，則需要超出10年收回投資。加之去年開始一般工商業(yè)電價下調(diào)10%以及大工業(yè)兩部制電價的出臺，使得全國很多地區(qū)的峰谷價差仍在縮小，單一依靠峰谷差的收益性不理想。而且期間如果用戶企業(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，對社會資本吸引力很低。只有用電方還涉及到備電、擴容等綜合需求時，才會考慮配置儲能。
用戶側(cè)儲能想要大規(guī)模發(fā)展，還需要在“開源節(jié)流”上下功夫。開源是指電力輔助服務(wù)市場更多向用戶側(cè)儲能開放，除峰谷差套利外給用戶側(cè)更多收益來源。節(jié)流是指儲能系統(tǒng)成本的進一步下降，縮短投資回收周期。尤其是如果分布式光儲系統(tǒng)的成本下降后，用戶側(cè)儲能與分布式光伏結(jié)合將成為發(fā)展方向。近期江蘇省工業(yè)園區(qū)給予用戶側(cè)儲能自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼3年，補貼業(yè)主單位0.3元/kWh的優(yōu)惠，也為用戶側(cè)儲能發(fā)展提供了助力。
此外，海外發(fā)展較好的戶用儲能也應(yīng)歸入用戶側(cè)。一般包括3-10kWh電池組和BMS管理系統(tǒng)，如果該家庭裝有光伏發(fā)電，則還需要并網(wǎng)逆變器和交流負載。家庭儲能一是可以作為應(yīng)急備用電源；二是可以提供峰谷差存放電，降低家庭能源費用；三是與光伏等結(jié)合構(gòu)成家庭能源系統(tǒng)，甚至可以上網(wǎng)售電。全球家庭儲能市場不大，但是在一些地區(qū)開展情況較好。一是以德國和澳洲為代表，戶用新能源系統(tǒng)發(fā)展較好的地區(qū)。目前德國已經(jīng)有1/3的家庭裝上屋頂光伏系統(tǒng)，而澳大利亞也有200萬戶安裝了光伏，可以通過加裝儲能系統(tǒng)進一步降低家庭能源費用。二是如東南亞、印度等地區(qū)，本地電網(wǎng)不穩(wěn)定，需要家庭儲能作為應(yīng)急電源。預(yù)計未來全球家庭儲能仍將在德國、澳洲等高電費、戶用光伏比例高的國家快速增長，預(yù)計2018年銷售超過15萬套。國內(nèi)由于家庭電費較低，發(fā)展機會不大。
（五）通信備用電源
之所以把通信備用電源單獨列為一節(jié)，一方面通信備用電源對于電池的要求和上面所述四類儲能應(yīng)用有所不同，行業(yè)內(nèi)有聲音認為，通信備電嚴格說不應(yīng)列入儲能；另一方面通信備電的市場非常大，未來幾年的采購量仍將遠超上述四類儲能的容量。因此對這個領(lǐng)域也做簡單介紹。
過去大型基站以鉛酸電池為主。隨著鋰電行業(yè)逐步發(fā)展，在當前成本及成本下降預(yù)期下，鋰電池取代鉛酸應(yīng)用已成為必然趨勢。2016年后，運營商新招標的項目多以鋰電池為主。通信備電的市場主要包括兩部分，一部分是新建基站的儲能構(gòu)成每年市場的增量；一部分是存量基站電池的到期替換構(gòu)成每年市場的基礎(chǔ)量。對2017-2018年的招采公告查詢，三大運營的鋰電備電年采購規(guī)模約為1.5-2GWh。而中國鐵塔的規(guī)模可通過港股招股書查詢計算，按照1個基站對應(yīng)48V500Ah（24kWh）的電池計算，180萬個基站存量電池規(guī)模約為43GWh。同時考慮到國內(nèi)基站的建設(shè)周期主要集中于2013年起的4G建設(shè)高峰（僅2014年就建設(shè)基站98.8萬個，占到現(xiàn)有規(guī)模的一半），以電池壽命6年計算，到期替換的高峰將在2020年左右出現(xiàn)。中國鐵塔宣布今年起不再采購鉛酸，考慮到梯次電池規(guī)模不足以滿足，因此在2020年前后會有一波鋰電采購替換的需求集中出現(xiàn)。再加上每年新建5-10萬個基站，將帶來1.2-2.4GWh的鋰電需求，合計將有每年10GWh左右的電池需求，由鐵鋰電池和梯次利用電池滿足。
三、國內(nèi)主要儲能行業(yè)企業(yè)概況
根據(jù)CNESA的定義，儲能行業(yè)參與主體可以劃分為向客戶提供儲能技術(shù)本體、電池模組，電池系統(tǒng)的儲能技術(shù)提供商；從事儲能系統(tǒng)集成業(yè)務(wù)，向客戶提供成套儲能系統(tǒng)產(chǎn)品包括本體、BMS、PCS、EMS及其它配件的儲能系統(tǒng)集成商。2017年中國儲能技術(shù)提供商規(guī)模前五為南都電源、雙登集團、圣陽電源、中天科技、三星SDI，中國儲能系統(tǒng)集成商規(guī)模前五名為南都電源、陽光三星、科陸電子、雙登集團、中天科技。2018年的儲能項目中標信息顯示，除了上述企業(yè)，還有睿能世紀、億緯鋰能、國軒高科、比亞迪等企業(yè)積極參與儲能市場。
（一）南都電源
南都電源主要從事通信電源、綠色環(huán)保儲能應(yīng)用產(chǎn)品研究、開發(fā)、制造和銷售，并為后備電源、動力電源及特殊電源領(lǐng)域提供完整的解決方案和服務(wù)，主導(dǎo)產(chǎn)品為鉛酸蓄電池，近年也開始提升鋰電產(chǎn)品占比。2018年半年報中，南都電源第一次將“儲能電源及系統(tǒng)”作為單獨的業(yè)務(wù)領(lǐng)域公布業(yè)績。
南都電源早在2008年就涉及儲能電池及系統(tǒng)集成技術(shù)研發(fā)，2015年開始參與儲能商用化項目建設(shè)，其電化學(xué)儲能應(yīng)用在規(guī)?；?、安全性、經(jīng)濟性等方面已經(jīng)成熟，形成規(guī)?；瘧?yīng)用。截至2017年底，南都電源儲能電站簽約總規(guī)模已超過2000MWh，投運規(guī)模超過300MWh。2018年上半年，南都電源中標河南電網(wǎng)100MW儲能項目，其中9.6MW河南信陽龍山項目已經(jīng)交付。此外與鎮(zhèn)江新區(qū)多家重點企業(yè)集中簽約的儲能電站項目，為全國最大規(guī)模用戶側(cè)分布式儲能項目。此外為德國Upside公司建設(shè)50MW的調(diào)頻服務(wù)儲能系統(tǒng)項目，進入歐美電力輔助服務(wù)市場。在2017年，南都與三峽建信等合作成立了三峽南都儲能投資基金，一期募集資金總規(guī)模為20億元，為儲能項目建設(shè)提供資金支持。
（二）科陸電子
科陸電子是國內(nèi)領(lǐng)先的綜合能源服務(wù)商，產(chǎn)業(yè)鏈包括能源的發(fā)、輸、配、用、儲，產(chǎn)品包括智能配電設(shè)備、電儀器儀表、新能源接入設(shè)備、儲能系統(tǒng)等。
科陸電子從2009年開始致力于儲能領(lǐng)域，現(xiàn)擁有較為完善的儲能解決方案及儲能系統(tǒng)集成能力，PCS是其優(yōu)勢領(lǐng)域。截至2018年已累計完成超過400MWh的并離網(wǎng)儲能系統(tǒng)項目?？脐戨娮釉诨痣妰δ苈?lián)合調(diào)頻市場發(fā)力較早，建成運行如山西同達電廠、平朔儲能AGC調(diào)頻項目、內(nèi)蒙古上都電廠等一批項目，確立了其在儲能聯(lián)合調(diào)頻領(lǐng)域的領(lǐng)先地位。截至2018年上半年，科陸電子的儲能調(diào)頻項目已達10個，建設(shè)規(guī)模合計120MW/60MWh。此外科陸電子與LG化學(xué)合資成立的無錫陸金新能源，重點布局海外戶用儲能及商用儲能產(chǎn)品，在日本已實現(xiàn)批量交付?？脐戨娮舆€是國能電池的第二大股東，與國能共同開發(fā)應(yīng)用軟包磷酸鐵鋰儲能電池。去年8月4日，科陸電子控股股東向深圳市國資委平臺公司遠致投資轉(zhuǎn)讓1.52億股，成為深圳國資控制企業(yè)。為緩解現(xiàn)金流緊張問題，科陸電子將逐步剝離光伏電站等資產(chǎn)，并向恒大轉(zhuǎn)讓了卡耐新能源，將有限的資源投入到儲能等核心業(yè)務(wù)中。
（三）其他企業(yè)情況
中天科技：中天科技（600522）主營業(yè)務(wù)為通訊、光纖、光纜等，同時具備儲能系統(tǒng)整體集成能力，其控股公司中天儲能專業(yè)從事新型鋰電池生產(chǎn)和儲能系統(tǒng)研發(fā)。中天科技主要發(fā)力用戶側(cè)分布式儲能領(lǐng)域，已建成分布式光伏、儲能、充電樁三位一體結(jié)合的電力儲能系統(tǒng)。2018年中天科技投運和在建的儲能項目約213MWh，其中電網(wǎng)側(cè)項目162MWh，用戶側(cè)51MWh，主要使用磷酸鐵鋰方殼電池。今年2月份，中天科技發(fā)布公告，募資15.78億元用于在江蘇建設(shè)總裝機118.75MWh，總?cè)萘?50MWh的10個用戶側(cè)分布式儲能電站。這也是A股史上最大規(guī)模的儲能項目募資事件。
陽光三星：是上市公司陽光電源（300274）與三星的合資企業(yè)。陽光電源專注于太陽能、風能逆變器產(chǎn)品，是逆變器企業(yè)切入儲能領(lǐng)域的典型。2016年，陽光電源和三星SDI合作,成立了三星陽光和陽光三星兩個公司。陽光三星是由陽光電源控股，基于其儲能逆變器提供儲能系統(tǒng)解決方案；三星陽光由三星控股，為儲能系統(tǒng)提供儲能電池。2017年，陽光電源憑借其在逆變器行業(yè)的龍頭位置，向用戶推出了“逆變器+儲能技術(shù)融合”的解決方案，不僅可降低系統(tǒng)成本，還可以通過功能整合進一步提高系統(tǒng)綜合發(fā)電效率。其首個海外儲能項目馬爾代夫海島儲能實現(xiàn)了光儲一體系統(tǒng)解決方案。
雙登集團：成立于1990年，圍繞動力、儲能和通訊三大產(chǎn)業(yè)板塊，形成產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展。主要技術(shù)路線是鉛炭電池，2017年雙登儲能業(yè)務(wù)僅鉛碳電池已經(jīng)達80MWh，2018年第一季度，雙登在海內(nèi)外該業(yè)務(wù)領(lǐng)域配套應(yīng)用的鉛碳電池規(guī)模已經(jīng)達到100MWh。
四、海外儲能市場情況
（一）歐洲市場
根據(jù)歐洲儲能協(xié)會最新發(fā)布的報告顯示，2017年歐洲電力儲能設(shè)備裝機容量接近600MWh，相比于2016年的400MWh增速高達49%。歐洲儲能市場呈現(xiàn)出電網(wǎng)端、工商業(yè)、戶用儲能“三強鼎立”的格局。歐洲電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式很大程度上依賴于電網(wǎng)需求的大量波動及由此產(chǎn)生的經(jīng)濟效益。但是近年來歐洲電網(wǎng)調(diào)頻需求并不旺盛，甚至有下降趨勢。但屬于用戶側(cè)的工商業(yè)儲能和家用儲能增速明顯高于電網(wǎng)端儲能，成為增長的主力軍。
圖2：歐洲電力儲能設(shè)備年裝機規(guī)模（MWh）
其中戶用儲能的發(fā)展得益于歐洲尤其是德國高昂的電費，以及滲透率較高的戶用光伏市場。歐洲電力市場可再生能源滲透率已達到了25%-30%，單獨安裝光伏或是光儲一體化的系統(tǒng)，能夠有效的降低用戶電力費用支出。尤其是近年來針對光伏的補貼有所削減，加速刺激了戶用儲能的發(fā)展。很多安裝了光伏的用戶開始加裝儲能，而服務(wù)商也開始更多將儲能項目與光伏項目打包出售安裝。隨著電動車普及未來還可以加入充電樁一體?？傮w而言歐洲開放的電力市場、新能源占比高和部分國家電力費用高，都使得用戶側(cè)的儲能投資回報周期在合理范圍內(nèi)。
歐洲主要國家的儲能發(fā)展各有特點，依賴于自身國情。例如英國與歐洲大陸的電網(wǎng)接入較少，從歐洲電網(wǎng)獲得的調(diào)節(jié)有限，就要求自身具備更好的調(diào)節(jié)能力。加之電網(wǎng)部分老化，而電網(wǎng)設(shè)施翻新建設(shè)的支出較大。為延緩電網(wǎng)投資建設(shè)，英國電網(wǎng)側(cè)儲能投資快速上升，在2018年上半年開始建設(shè)200MW儲能電站是去年歐洲最大規(guī)模的儲能項目。但用戶側(cè)項目在英國發(fā)展緩慢，主要是由于英國光照條件差，光儲一體化不具備開展環(huán)境。德國在歐洲國家中儲能發(fā)展情況最好，其光伏設(shè)備中安裝儲能系統(tǒng)的比例達到77%，是歐洲范圍內(nèi)最成熟的分布式光儲市場，也是用戶側(cè)儲能商業(yè)模式發(fā)展最先進的國家。
（二）美國市場
截止到2018年，美國仍是全球最大的儲能市場。其中新能源政策最為積極的加州占據(jù)主要地位，包括提升公共儲能容量應(yīng)對高峰電力壓力，以補貼促進戶用光儲一體安裝等措施，全方位的推動儲能市場發(fā)展。此外在部分用電壓力較大的州，也啟動了公共電力儲能項目建設(shè)。儲能在美國電力輔助服務(wù)市場的應(yīng)用和模式都比較成熟，主要得益于其公開電力市場。但近年來用戶側(cè)尤其是工商業(yè)用戶儲能項目成為最活躍的領(lǐng)域，光儲一體化應(yīng)用已成為許多美國分布式光伏企業(yè)的共同發(fā)展方向。
（三）澳大利亞市場
澳大利亞由于其人口分布和地理特點，用戶側(cè)儲能占據(jù)了絕對優(yōu)勢，在一些人口稀少的偏遠地區(qū)，如西澳大利亞，建設(shè)全覆蓋的電網(wǎng)并不具備經(jīng)濟性，因此發(fā)展分布式光儲系統(tǒng)成為更適宜的選擇。而在南澳，由于可再生能源裝機占比高，發(fā)生一些電網(wǎng)不穩(wěn)定的事件，電網(wǎng)側(cè)項目近年來也受到重視，一批大規(guī)模儲能項目開始落地，帶動了海外儲能系統(tǒng)開發(fā)商在可再生能源場站側(cè)布局。此外，受益于戶用光伏的高滲透比例，一些運營商開始探索整合分布式儲能開展“虛擬電廠”建設(shè)參與電力市場服務(wù)。澳大利亞推出了電力市場“五分鐘結(jié)算機制”，促進更多商業(yè)模式的出現(xiàn)，儲能在電力市場中的收益性進一步提升。
（四）日韓市場
韓國在配額制政策、燃煤電廠關(guān)停、能源轉(zhuǎn)型等因素驅(qū)動下，推動儲能在大規(guī)?？稍偕茉搭I(lǐng)域的應(yīng)用。韓國的儲能項目通常規(guī)模較大，如現(xiàn)代電氣蔚山150MW儲能項目。韓國鋰電儲能電站在近兩年屢屢爆出火災(zāi)事故，一定程度影響了大型儲能項目的進一步推廣，也提醒業(yè)內(nèi)更加關(guān)注鋰電儲能電站的安全問題。日本主要的儲能應(yīng)用仍然集中在集中式可再生能源并網(wǎng)和用戶側(cè)領(lǐng)域。其中北海道等解決棄光需求強烈的地區(qū)，以及部分災(zāi)后重建地區(qū)成為儲能應(yīng)用的重點領(lǐng)域。用戶側(cè)則主要依賴于虛擬電廠的建設(shè)補貼、戶用儲能補貼、能效計劃等政策激勵。
五、電化學(xué)儲能未來發(fā)展趨勢展望
（一）國內(nèi)各領(lǐng)域儲能市場空間展望
2018年成為國內(nèi)儲能爆發(fā)元年，有偶然因素但更是必然趨勢?？陀^地說，國內(nèi)儲能項目基數(shù)太低，積累較少，無論是技術(shù)、成本和市場機制都還未完全成型，距離全面爆發(fā)仍要經(jīng)歷技術(shù)試錯、規(guī)模示范、模式推廣等階段，需要經(jīng)過反復(fù)驗證迭代達到技術(shù)和商業(yè)模式成熟。未來三年內(nèi)，國內(nèi)電化學(xué)儲能年裝機容量估計在2-5GWh之間（不含備電市場），取決于電力市場的開放進程。
具體在四大領(lǐng)域中，電網(wǎng)主導(dǎo)的電網(wǎng)側(cè)項目仍將是未來幾年內(nèi)國內(nèi)儲能發(fā)展的最主要領(lǐng)域。一方面從國家電網(wǎng)近期的多項規(guī)劃包括今年的1號文件來看，“三型兩網(wǎng)”被行業(yè)內(nèi)外寄予了很高期望，被認為是電網(wǎng)下一個階段顛覆式的變革。這意味著國網(wǎng)或?qū)⒃谶M一步開放的基礎(chǔ)上，主動尋求轉(zhuǎn)型，在電力服務(wù)的優(yōu)化建設(shè)上提升能力，這也必然帶來新的資本支出包括在儲能領(lǐng)域的新增項目。另一方面如果電網(wǎng)能夠在未來幾年解決儲能的輸配電資產(chǎn)身份，意味著電網(wǎng)側(cè)儲能成本可以順利計入輸配電成本，將開啟更大規(guī)模的市場空間。
用戶側(cè)儲能從國外發(fā)展經(jīng)驗看，蘊藏著巨大的市場空間，尤其是與分布式新能源、各類輔助服務(wù)等相結(jié)合，在更加開放的電力市場環(huán)境下具備多樣靈活的商業(yè)模式和盈利前景。但回歸到現(xiàn)狀看，在現(xiàn)有單一峰谷套利模式下，雖然發(fā)改委出臺文件擴大峰谷電價差和執(zhí)行范圍，但離開了北京、江蘇等某些區(qū)域或特定案例，投資回收周期普遍過長。而其他盈利模式的拓展需要等待電網(wǎng)出臺細化政策，離不開電網(wǎng)給予補償支付，這樣一個潛藏市場的開啟仍需各方培育。
火電儲能聯(lián)合調(diào)頻前期開展順利，優(yōu)勢在于盈利模式清晰，但這一市場的天花板也清晰可見。一方面有賴于試點區(qū)域的補償機制確立，政策出臺區(qū)域才有項目機會。另一方面收益性受到來自火電廠和補償弱化的雙重擠壓，換言之如果該區(qū)域的火電廠都加裝儲能，則補償收益就會下降。因此這一市場的參與者不會太多，參與后續(xù)運營的機會也比較少。
可再生能源并網(wǎng)則是另外一個值得期待的市場，遠期潛在空間巨大，這當中的根本動力來自于中國能源結(jié)構(gòu)的變化。隨著風光裝機規(guī)模占比擴大，對于調(diào)節(jié)能力的要求將越來越高，儲能仍然是不可或缺的方式之一。只是目前風電光伏還面臨著去補貼的第一道坎，只有行業(yè)平穩(wěn)渡過2020年后，并網(wǎng)質(zhì)量和調(diào)節(jié)能力才會成為下一個關(guān)注重點。近期其中“兩個細則”和清潔能源消納的政策出臺，可以看到來自政府的決心。
此外對于通信、數(shù)據(jù)中心等的備用電源，因其和前述四個市場的商業(yè)模式相關(guān)度極低，且在電池需求和應(yīng)用場景上也有很大不同，將其視為不同的行業(yè)較為合理。這當中可以關(guān)注4G基站的備電替換高峰來臨，以及5G建設(shè)中的相關(guān)需求。
（二）儲能市場發(fā)展機遇
儲能在國內(nèi)的遠期空間相當樂觀，宏觀來看有以下機遇。一是從能源結(jié)構(gòu)角度，可再生能源占比不斷提高。例如在發(fā)改委能研所的報告中，認為到2050年非化石能源在能源結(jié)構(gòu)中占比將達70%，其中風能和太陽能在總量中占比接近一半。在這一過程中儲能將承擔起愈加重要的作用。二是從電力增量市場來看，比照發(fā)達國家路徑，中國經(jīng)濟發(fā)展將繼續(xù)提升人均用電水平。對照美國1.3萬度，韓國1.1萬度的年人均用電量，中國年人均只有0.43萬度，即使上升到0.8萬度電，也意味著電網(wǎng)規(guī)模還應(yīng)擴大2-3倍，這當中新增的電網(wǎng)建設(shè)和能力優(yōu)化對儲能提出要求。三是國內(nèi)電力體制改革仍將深化。隨著電力市場化交易和電力現(xiàn)貨市場的推進，儲能的經(jīng)濟性也將日趨凸顯。持續(xù)保持增長是中國電力市場的最大機遇，也是儲能發(fā)展的最大機遇。儲能可以消除能源在時間空間、供需之間的不均衡和錯配，提升能源綜合應(yīng)用效率，創(chuàng)造社會和經(jīng)濟價值；儲能連接了能源的場景和環(huán)節(jié)參與方，在發(fā)電方、需求方、服務(wù)方、輸配方等之間實現(xiàn)能源流、信息流的有效貫通；儲能實現(xiàn)了能源的運營和服務(wù)一體化，在固定收益基礎(chǔ)上拓展了潛在盈利空間，符合能源結(jié)構(gòu)未來發(fā)展趨勢。
從技術(shù)路線看，除了特定地理位置建設(shè)的抽水蓄能電站之外，電化學(xué)儲能的主流地位不可動搖，而這當中鋰電伴隨著電動車浪潮帶來的成本快速下降和產(chǎn)能規(guī)模上升，已經(jīng)確立了其在儲能當中最主流的身份。目前國內(nèi)儲能市場的鋰電池主要以磷酸鐵鋰電池為主，以及少量的鈦酸鋰電池，這也為一些磷酸鐵鋰電池企業(yè)提供了機遇。寧德時代就曾多次提到，未來儲能電池和動力電池的技術(shù)路線會繼續(xù)分化。比亞迪、國軒高科等電池企業(yè)，也都紛紛成立了專門的儲能事業(yè)部或合資公司，積極開展布局。針對儲能應(yīng)用特點，開發(fā)滿足儲能需求的新型磷酸鐵鋰電池，進而拓展綜合儲能業(yè)務(wù)，將為電池企業(yè)在儲能領(lǐng)域開拓新的廣闊市場。
從產(chǎn)業(yè)鏈來看，將沿著儲能設(shè)備-儲能建設(shè)-儲能運營服務(wù)的環(huán)節(jié)逐次受益，前期將為儲能設(shè)備和建設(shè)企業(yè)，如儲能電池、儲能PCS、系統(tǒng)集成和EPC等企業(yè)帶來業(yè)績增長。隨著儲能資產(chǎn)的經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)，越來越多的第三方會參與成為儲能項目的所有者和運營方，進而以電站和輔助服務(wù)提供商的身份參與電力市場。分布式可再生能源配合儲能的經(jīng)濟性，也將隨著新能源發(fā)電和儲能兩者成本同步下降逐漸顯現(xiàn)。隨著政策和市場條件成熟，將從單純的能源產(chǎn)銷體系向能源綜合服務(wù)體系轉(zhuǎn)變，未來可重點關(guān)注可再生能源電站側(cè)和經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)用電側(cè)的機會，以儲能為切入點積極推動布局綜合能源服務(wù)。
