文|新時(shí)代證券電新團(tuán)隊(duì)
主要視點(diǎn)：
眾多儲(chǔ)能技術(shù)路線中，電化學(xué)儲(chǔ)能是儲(chǔ)能的發(fā)展方向，而其中鋰電池路線更為主流。隨著電池成本和BOS成本的快速下降，電化學(xué)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)開始出現(xiàn)，未來潛在市場(chǎng)空間廣闊；
從儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)的實(shí)際用途來看，有新能源配套、調(diào)峰、調(diào)頻、其他輔助服務(wù)、峰谷套利、需求側(cè)響應(yīng)等多種用途。電力系統(tǒng)中，各方對(duì)于儲(chǔ)能的應(yīng)用都處于積極探索和嘗試的狀態(tài)，包括新能源電站業(yè)主、電網(wǎng)企業(yè)、獨(dú)立儲(chǔ)能運(yùn)營商、工商業(yè)用電企業(yè)等。
海外市場(chǎng)由于電力市場(chǎng)化更加成熟，儲(chǔ)能的應(yīng)用更廣，隨著成本的快速下降，未來將是儲(chǔ)能市場(chǎng)增長的主要貢獻(xiàn)力量。國內(nèi)在電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能由于政策原因快速下滑的背景下，短期內(nèi)從量的增速看，可能不會(huì)十分樂觀，但隨著政策成熟、電力市場(chǎng)化改革推進(jìn)、商業(yè)模式探索完善以及成本下降，國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)終將發(fā)展成熟，未來前景十分樂觀。
一、潛在大藍(lán)海市場(chǎng)，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)出現(xiàn)
抽水蓄能目前商業(yè)化應(yīng)用最為成熟，作為調(diào)峰、調(diào)頻和備用電源廣泛應(yīng)用于電網(wǎng)側(cè)，主要優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)成熟度高、功率和容量較大、成本低，但主要缺點(diǎn)在于受地形制約較大、能量密度較低、總投資較高、投資回收期較長等。以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能整體處于示范和部署階段，成本仍具備較大下降空間。合成天然氣、氫能、壓縮空氣儲(chǔ)能、超導(dǎo)儲(chǔ)能、超級(jí)電容儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等仍處于研發(fā)階段。
電化學(xué)儲(chǔ)能指的是以鋰電池為代表的各類二次電池儲(chǔ)能。相比抽水蓄能等機(jī)械儲(chǔ)能，電化學(xué)儲(chǔ)能受地形等因素影響較小，可靈活運(yùn)用于發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)。相比電磁儲(chǔ)能，電化學(xué)儲(chǔ)能的技術(shù)更為成熟、成本更低，商業(yè)化應(yīng)用范圍更廣。同時(shí)，隨著近年來成本的快速下降、商業(yè)化應(yīng)用逐漸成熟，電化學(xué)儲(chǔ)能的優(yōu)勢(shì)愈發(fā)明顯，開始逐漸成為儲(chǔ)能新增裝機(jī)的主流，且未來仍有較大的成本下降空間，發(fā)展前景廣闊。
據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）統(tǒng)計(jì)，截至2018年底，全球累計(jì)已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目181GW，同比增長3.19%，其中電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)6.625GW，同比增長126.4%，截至2018年底電化學(xué)儲(chǔ)能占全部儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)的3.7%，是抽水蓄能以外累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大的技術(shù)路線。
在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰離子電池累計(jì)規(guī)模最大，是最主流的電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)路線。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2018年底，全球鋰電池儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)5.71GW，占電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)的86.3%。鋰電池在儲(chǔ)能的應(yīng)用上，以磷酸鐵鋰電池為主流。
隨著新能源汽車的發(fā)展，動(dòng)力電池產(chǎn)業(yè)鏈也逐漸成熟，動(dòng)力電池企業(yè)產(chǎn)能不斷擴(kuò)張，一定程度上出現(xiàn)了產(chǎn)能過剩，帶動(dòng)鋰電池價(jià)格不斷下降。2010-2018年，鋰電池PACK價(jià)格由1160美元/kWh下降至176美元/kWh（約1.2元/Wh），降幅達(dá)85%。展望未來，鋰電池特別是磷酸鐵鋰電池產(chǎn)能壓力繼續(xù)存在，價(jià)格具備進(jìn)一步下行空間。
除電池成本外，由BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（儲(chǔ)能變流器）和施工成本構(gòu)成的BOS成本也在快速下降。根據(jù)麥肯錫數(shù)據(jù)，2012年至2017年，儲(chǔ)能系統(tǒng)中電池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超過25%。
業(yè)內(nèi)一般認(rèn)為，1.5元/Wh的系統(tǒng)成本是儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的拐點(diǎn)，特別是對(duì)于能量型的應(yīng)用如峰谷套利、新能源配套等。由于電池成本和BOS成本的不斷下降，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本已經(jīng)突破這一成本線，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)已經(jīng)開始出現(xiàn)。
二、多方探索，全面開花
儲(chǔ)能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，可以應(yīng)用在“發(fā)、輸、配、用”任意一個(gè)環(huán)節(jié)。從儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)的實(shí)際用途來看，有新能源配套、調(diào)峰、調(diào)頻、其他輔助服務(wù)、峰谷套利、需求側(cè)響應(yīng)等多種用途。
電力系統(tǒng)中，各方對(duì)于儲(chǔ)能的應(yīng)用都處于積極探索和嘗試的狀態(tài)，包括新能源電站業(yè)主、電網(wǎng)企業(yè)、獨(dú)立儲(chǔ)能運(yùn)營商、工商業(yè)用電企業(yè)等。
1）與新能源發(fā)電配套
以光伏、風(fēng)電為代表的新能源裝機(jī)快速增長。截至2019年上半年，我國光伏累計(jì)裝機(jī)達(dá)185.59GW，風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)達(dá)193GW。但是光伏、風(fēng)電等新能源具有波動(dòng)性、間歇性與隨機(jī)性等特性，屬于不穩(wěn)定出力的電源，因此裝機(jī)占比或發(fā)電占比達(dá)到一定程度時(shí)，會(huì)對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)。電網(wǎng)為避免不穩(wěn)定會(huì)限制部分新能源的出力，從而引發(fā)了棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象。
消納問題在一定程度上影響了新能源的發(fā)展。由于消納問題的存在，如果不配套儲(chǔ)能，光伏、風(fēng)電達(dá)到一定滲透率時(shí)將失去繼續(xù)發(fā)展的條件。國家能源局發(fā)布的最新預(yù)警結(jié)果顯示，風(fēng)電紅色預(yù)警區(qū)域包括新疆（含兵團(tuán)）、甘肅地區(qū)，光伏紅色預(yù)警區(qū)域?yàn)樾陆?、甘肅、西藏等地區(qū)。根據(jù)能源局政策，紅色預(yù)警區(qū)域在預(yù)警解除前，暫停相應(yīng)光伏、風(fēng)電項(xiàng)目的開發(fā)建設(shè)，橙色預(yù)警區(qū)域當(dāng)年暫停新增光伏、風(fēng)電項(xiàng)目。而在海外的日本、印度等市場(chǎng)，消納問題給光伏、風(fēng)電帶來的負(fù)面影響也逐漸開始顯現(xiàn)。
由于風(fēng)電、光伏等新能源具有波動(dòng)性、間歇性、不可預(yù)測(cè)性等特點(diǎn)，因此新能源滲透率發(fā)展到一定程度時(shí)，必然會(huì)引起限電現(xiàn)象，只有配合儲(chǔ)能的應(yīng)用才能更好地消納和平滑波動(dòng)，實(shí)現(xiàn)更高的新能源滲透率。
2）火電聯(lián)合調(diào)頻
儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)的另一大應(yīng)用是與火電機(jī)組聯(lián)合參與電網(wǎng)調(diào)頻等輔助服務(wù)，獲得相應(yīng)的調(diào)頻補(bǔ)償收益。
保持電力的輸出與負(fù)荷端的實(shí)時(shí)平衡是電網(wǎng)重要的任務(wù)。頻率表示交流電網(wǎng)中每秒鐘電流方向變化的次數(shù)，經(jīng)過漫長的產(chǎn)業(yè)演進(jìn)，各國電力系統(tǒng)基本確定50Hz或60Hz作為頻率標(biāo)準(zhǔn)（我國為50Hz）。電網(wǎng)是實(shí)施平衡的，對(duì)于交流電網(wǎng)來說，穩(wěn)定的頻率是電網(wǎng)穩(wěn)定的重要指標(biāo)之一，發(fā)電小于用電會(huì)導(dǎo)致頻率上升，反之亦然。
火電廠是調(diào)頻市場(chǎng)最重要的參與者，新能源增長提升調(diào)頻需求。全球范圍內(nèi)，火電仍是主要的電力供應(yīng)來源，因此火電廠也是目前調(diào)頻市場(chǎng)最重要的參與者。而隨著新能源的發(fā)展，電力系統(tǒng)的調(diào)頻需求也在不斷增長。一方面，以風(fēng)電、光伏為主的新能源出力波動(dòng)較大，增加了對(duì)于調(diào)頻的需求。另一方面，新能源滲透率的提升擠壓了傳統(tǒng)火電的空間，進(jìn)而影響了電網(wǎng)整體的調(diào)頻能力。
儲(chǔ)能調(diào)頻的效果優(yōu)于火電?；痣姍C(jī)組由鍋爐、汽機(jī)、發(fā)電機(jī)及眾多輔機(jī)組成，系統(tǒng)慣性大，調(diào)頻效果也較差，具體表現(xiàn)為調(diào)節(jié)延遲、調(diào)節(jié)偏差(超調(diào)和欠調(diào))、調(diào)節(jié)反向、單向調(diào)節(jié)、AGC補(bǔ)償效果差等現(xiàn)象。而儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)頻效果更好，表現(xiàn)為響應(yīng)速度更快（幾十至幾百毫秒）、調(diào)節(jié)精度更高（99%）?；痣姀S在使用儲(chǔ)能調(diào)頻后，可以有效提升調(diào)頻效果，增加調(diào)頻收益。
儲(chǔ)能調(diào)頻目前以獨(dú)立運(yùn)營商為主。目前儲(chǔ)能參與火電調(diào)頻，一般由獨(dú)立運(yùn)營商來負(fù)責(zé)投資和運(yùn)營，火電廠負(fù)責(zé)提供場(chǎng)地和接入，雙方按照商定的比例對(duì)調(diào)頻收益進(jìn)行分成。儲(chǔ)能系統(tǒng)配置方面，一般功率配置為火電機(jī)組額定功率的3%，容量一般按半小時(shí)配置。
3）輸、配電側(cè)儲(chǔ)能：輔助服務(wù)為主
由于在國內(nèi)輸配電業(yè)務(wù)的主體主要是電網(wǎng)公司，因此也被稱為電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的應(yīng)用場(chǎng)景較為單一，主要以輔助服務(wù)為主。儲(chǔ)能用于電網(wǎng)側(cè)，還可以有效節(jié)約電網(wǎng)投資、延緩電網(wǎng)擴(kuò)容，但價(jià)值相對(duì)難以衡量。
輔助服務(wù)
電力市場(chǎng)的輔助服務(wù)，是指維護(hù)電力系統(tǒng)安全運(yùn)行、保證電能質(zhì)量的服務(wù)，包括調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和備用等。輔助服務(wù)的供給方包括有調(diào)節(jié)能力的發(fā)電方（如火電、水電等）、有調(diào)節(jié)能力的需求方（需求側(cè)響應(yīng)）以及儲(chǔ)能電站。輔助服務(wù)的需求方是整個(gè)電力系統(tǒng)，是一種公共產(chǎn)品。在實(shí)際運(yùn)行中，輔助服務(wù)的成本有不同的分?jǐn)偡绞?，有的由發(fā)電方承擔(dān)（中國、阿根廷），有的由用電方承擔(dān)（美國PJM、歐洲部分國家），有的由發(fā)電方和用電方共同承擔(dān)（澳大利亞）。
新能源發(fā)展與火電機(jī)組退役關(guān)停推升對(duì)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)的需求。隨著能源清潔化的發(fā)展，光伏、風(fēng)電等新能源逐漸成為新增裝機(jī)的主力軍，這些能源由于波動(dòng)性較強(qiáng)，推升了電網(wǎng)對(duì)于調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)的需求。另一方面，隨著老舊火電機(jī)組或小火電的退役關(guān)停，電網(wǎng)輔助服務(wù)水平是在下降的。中國2017年火電退役關(guān)停容量929萬千瓦，預(yù)計(jì)在2035年將迎來一次火電機(jī)組退役潮，將有一半以上的火電機(jī)組面臨退役。美國過去十年有17%的燃煤機(jī)組退役，是電站退役的主力軍。
節(jié)約電網(wǎng)投資
傳統(tǒng)電網(wǎng)面臨投資成本較高、利用率較低的問題。傳統(tǒng)的電網(wǎng)設(shè)計(jì)和建造遵循最大負(fù)荷法，即新建或增容改造時(shí)，變壓器、開關(guān)設(shè)備、電纜等設(shè)備的選型必須考慮最大負(fù)荷，，即使該負(fù)荷出現(xiàn)的幾率較小、持續(xù)時(shí)間較短，由此也帶來了電網(wǎng)投資成本過高、資產(chǎn)利用率較低。
儲(chǔ)能可以有效節(jié)約電網(wǎng)投資（節(jié)約新建投資或延緩配網(wǎng)擴(kuò)容）。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的出現(xiàn)，打破了原有的最大符合法的設(shè)計(jì)原則，在新建電網(wǎng)或舊電網(wǎng)增容改造時(shí)，可以有效節(jié)約電網(wǎng)的投資成本，并提升電網(wǎng)資產(chǎn)利用率。據(jù)平高電氣測(cè)算，額定能量1.5萬千瓦的10千伏配電線路，假設(shè)線路最小容量裕度已達(dá)到3%，考慮負(fù)荷年增長率2%，若增配0.3萬千瓦儲(chǔ)能設(shè)備，可將饋線改造擴(kuò)容時(shí)限推遲三年。
4)用戶側(cè)儲(chǔ)能：峰谷套利是主流，節(jié)約基本電費(fèi)與輔助服務(wù)是補(bǔ)充
峰谷套利是當(dāng)前用戶側(cè)儲(chǔ)能最主要的盈利模式
峰谷套利，即利用電力價(jià)格峰谷價(jià)差，儲(chǔ)能系統(tǒng)在谷電電價(jià)時(shí)段從電網(wǎng)充電，在峰電電價(jià)時(shí)段放電，從而降低用戶用電的成本，并獲取相應(yīng)收益。我國大部分地區(qū)實(shí)施峰谷電價(jià)制度，白天用電高峰期電價(jià)較高，夜間用電低谷期電價(jià)較低，以鼓勵(lì)縮小峰谷差維持電網(wǎng)平衡，
國內(nèi)峰谷價(jià)差較大的省份的主要為北京、長三角、珠三角等地，其峰谷價(jià)差一般高于0.6元/kWh，也是國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展較好的地區(qū)。
節(jié)約基本電費(fèi)與用戶擴(kuò)容是補(bǔ)充
節(jié)約基本電費(fèi)可以作為用戶側(cè)儲(chǔ)能的輔助盈利模式。在我國，大部分地區(qū)針對(duì)大工業(yè)用戶適用兩部制電價(jià)，除了根據(jù)用電量繳納電度電費(fèi)之外，還需要繳納基本電費(fèi)，基本電費(fèi)是大工業(yè)用戶所應(yīng)繳納的輸配電費(fèi)的一部分，用戶可以自行選擇是按變壓器容量還是按最大需量來繳納基本電費(fèi)。
節(jié)約基本電費(fèi)方面，儲(chǔ)能適用于負(fù)荷尖峰明顯且尖峰位于白天的電力用戶，可以通過在低谷時(shí)段以低電價(jià)充電并在用電負(fù)荷較高時(shí)放電，從而削減負(fù)荷尖峰從而降低申報(bào)的最大需量，起到節(jié)約基本電費(fèi)的作用。而對(duì)于負(fù)荷曲線比較平坦或者負(fù)荷曲線與正常情況相反的電力用戶，則不適合通過安裝儲(chǔ)能節(jié)約基本電費(fèi)。
大工業(yè)電力客戶一般需要配置變壓器，而變壓器的額定容量是固定的，一旦后期用戶負(fù)荷增長造成變壓器滿額運(yùn)行，便需要進(jìn)行變壓器擴(kuò)容，擴(kuò)容費(fèi)用一般較高，安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)后，可以在尖峰時(shí)段放電降低用戶的需求負(fù)荷，起到動(dòng)態(tài)擴(kuò)容的作用，從而節(jié)約變壓器擴(kuò)容的投資成本。
節(jié)約基本電費(fèi)帶來收益相對(duì)較小，無法成為獨(dú)立的商業(yè)模式，只能作為峰谷套利的輔助盈利來源。變壓器擴(kuò)容的需求相對(duì)剛性，但整體市場(chǎng)偏小，且一般以電力用戶自投為主。
平滑負(fù)荷潛在空間廣闊
對(duì)于用電負(fù)荷間歇性較強(qiáng)的場(chǎng)合，如新能源汽車充電樁、體育場(chǎng)等，配備儲(chǔ)能系統(tǒng)可以在用電尖峰時(shí)刻放電，削減負(fù)荷的變化率，起到平滑負(fù)荷的作用。
以新能源充電為代表的平滑負(fù)荷需求較為剛性。隨著新能源汽車的快速發(fā)展，相應(yīng)的充電樁等基礎(chǔ)設(shè)施必須跟上。而新能源汽車的集中充電會(huì)對(duì)電網(wǎng)造成較大沖擊，而這也將成為新能源汽車充電樁發(fā)展的重要制約。因此，新能源汽車充電樁要發(fā)展，必須配合儲(chǔ)能。另一方面，新能源汽車消費(fèi)者對(duì)于電價(jià)的承受能力較高，充電運(yùn)營商可以輕易將儲(chǔ)能成本轉(zhuǎn)嫁給消費(fèi)者。即使充電費(fèi)用中加上儲(chǔ)能成本，新能源汽車的單位使用成本仍然遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于燃油車。
與分布式能源結(jié)合
在用戶側(cè)，儲(chǔ)能可以與分布式光伏、分散式風(fēng)電等分布式能源結(jié)合，形成分布式風(fēng)光儲(chǔ)系統(tǒng)，共同打造低成本、靈活可控的電能輸出。主要應(yīng)用場(chǎng)景包括工商業(yè)側(cè)光儲(chǔ)（風(fēng)光儲(chǔ)）一體化系統(tǒng)和戶用側(cè)“光伏+儲(chǔ)能”系統(tǒng)。
三、短期彈性看海外，長期國內(nèi)市場(chǎng)將成熟
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2019年6月底，全球已投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為181.8GW，其中電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)7.43GW，占比4.1%。電化學(xué)儲(chǔ)能成為抽水蓄能以外規(guī)模最大的儲(chǔ)能形式，但整體占比仍然偏小，未來發(fā)展空間廣闊。
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2019年上半年，全球新投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目802.1MW，同比下降38.9%。其中，排名前五的國家為美國（197.1MW）、英國（126.7MW）、中國（116.9MW）、澳大利亞（116.2MW）、阿聯(lián)酋（108MW）等。相比而言，海外市場(chǎng)由于電力市場(chǎng)化更加成熟，儲(chǔ)能的應(yīng)用更廣，隨著成本的快速下降，未來將是儲(chǔ)能市場(chǎng)增長的主要貢獻(xiàn)力量。儲(chǔ)能企業(yè)近期也在海外接連斬獲大單，如寧德時(shí)代與Powin Energy簽訂1.85GWh儲(chǔ)能電芯供貨合同、陽光電源功簽約馬薩諸塞州15MW/32MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目。國內(nèi)在電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能由于政策原因快速下滑的背景下，短期內(nèi)從量的增速看，可能不會(huì)十分樂觀，但隨著政策成熟、電力市場(chǎng)化改革推進(jìn)、商業(yè)模式探索完善以及成本下降，國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)終將發(fā)展成熟，未來前景十分樂觀。
1）美國：政策支持+市場(chǎng)化需求雙重驅(qū)動(dòng)
截至2018年底，美國儲(chǔ)能總并網(wǎng)量達(dá)23GW（含抽水蓄能），其中電化學(xué)儲(chǔ)能并網(wǎng)量達(dá)1GW，占比4.3%。美國儲(chǔ)能分為三類：戶用儲(chǔ)能、非戶用儲(chǔ)能（工商業(yè)）和電表前儲(chǔ)能（發(fā)電和輸配電側(cè)），其中電表前儲(chǔ)能占比較高，戶用儲(chǔ)能整體呈穩(wěn)定增長趨勢(shì)。
聯(lián)邦層面，主要激勵(lì)政策為投資稅抵免（ITC）和加速折舊（MACRS）。與光伏類似，美國儲(chǔ)能系統(tǒng)的激勵(lì)政策包括投資稅抵免（ITC）和加速折舊（MACRS），主要針對(duì)私營單位投資的儲(chǔ)能系統(tǒng)。MACRS允許儲(chǔ)能項(xiàng)目按5-7年的折舊期加速折舊。ITC政策最初針對(duì)光伏，2016年ESA向美國參議院提交S3159號(hào)提案，明確進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)都可以申請(qǐng)ITC，針對(duì)配套可再生能源充電比例75%以上的儲(chǔ)能系統(tǒng)，按充電比例給予30%的投資稅抵免，例如儲(chǔ)能系統(tǒng)80%由可再生能源充電，則可以享受相當(dāng)于系統(tǒng)成本24%（30%×80%）的稅收抵免。
獨(dú)立儲(chǔ)能ITC政策有望出臺(tái)。當(dāng)前，美國業(yè)界正在促使美國政府出臺(tái)針對(duì)儲(chǔ)能的投資稅抵免政策（ITC）。據(jù)Wood Mackenzie預(yù)計(jì)，如果獨(dú)立的儲(chǔ)能ITC政策出臺(tái)，到2024年每年儲(chǔ)能新增裝機(jī)量將達(dá)到5.1GW，較基準(zhǔn)預(yù)測(cè)值4.8GW增加300MW/年。
多個(gè)州出臺(tái)儲(chǔ)能激勵(lì)政策，以加州最為突出。除聯(lián)邦政策外，各州也針對(duì)儲(chǔ)能出臺(tái)了相應(yīng)的激勵(lì)政策，其中以加州最為突出。加州公用事業(yè)委員會(huì)（CPUC）自2001年開始啟動(dòng)自發(fā)電激勵(lì)計(jì)劃(Self-Generation Incentive Program，SGIP)，鼓勵(lì)多種分布式能源，如光伏、風(fēng)電等。自2011年起，儲(chǔ)能被納入SGIP計(jì)劃支持范圍，可獲得2美元/W的補(bǔ)貼。此后，盡管SGIP政策經(jīng)歷了多次調(diào)整和修改，但對(duì)于推動(dòng)加州分布式儲(chǔ)能的發(fā)展，依然發(fā)揮了重要作用。此外，加州通過制定政策，引導(dǎo)公用事業(yè)公司（IOU）部署儲(chǔ)能項(xiàng)目。2013年，加州公用事業(yè)委員會(huì)（CPUC）設(shè)置了儲(chǔ)能采購框架，為加州三大IOU設(shè)定了到2020年部署1.3GW儲(chǔ)能的目標(biāo)。2016年，又在1.3GW目標(biāo)基礎(chǔ)上增加了500MW至1.8GW。預(yù)計(jì)各IOU將在規(guī)定的2024年期限之前就能完成目標(biāo)，并且最終采購規(guī)模將超過此前制定的目標(biāo)。
高電價(jià)導(dǎo)致戶用“光伏+儲(chǔ)能”性價(jià)比突出。美國居民電價(jià)顯著高于工商業(yè)電價(jià)，非本土地區(qū)如阿拉斯加和夏威夷電價(jià)分別高達(dá)23.56和31.16美分/kWh。高電價(jià)地區(qū)的居民部署戶用“光伏+儲(chǔ)能”系統(tǒng)，可以有效降低用電成本。特斯拉和Sunrun等美國本土企業(yè)均推出了家用儲(chǔ)能系統(tǒng)。
2）歐洲：市場(chǎng)化動(dòng)力充足
歐洲同樣是儲(chǔ)能發(fā)展的熱土，以英國、德國、法國、意大利為代表的儲(chǔ)能市場(chǎng)，發(fā)展較為完善，市場(chǎng)化動(dòng)力充足。
英國：市場(chǎng)機(jī)制完善，儲(chǔ)能充分參與各類輔助服務(wù)。過去兩年里，英國儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展較快，連續(xù)兩年位居歐洲儲(chǔ)能新增規(guī)模首位。2018年英國儲(chǔ)能裝機(jī)超過500MW。英國電力市場(chǎng)的機(jī)制較為完善，儲(chǔ)能可以充分參與各類輔助服務(wù)。除了參與政府的儲(chǔ)能采購計(jì)劃，還有峰谷價(jià)差和Triad (冬季調(diào)峰)等收益，部分電站的收益來源甚至高達(dá)十幾種。
德國：戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展成熟。德國是全球最成熟的戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)，而戶用儲(chǔ)能是德國儲(chǔ)能市場(chǎng)的主要構(gòu)成部分，據(jù)CNESA預(yù)計(jì)，到2021年戶用儲(chǔ)能將接近德國儲(chǔ)能總規(guī)模的50%。德國戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展成熟的主要原因包括居民電價(jià)較高和政府補(bǔ)貼。德國復(fù)興發(fā)展銀行通過KfW275計(jì)劃，為光伏用戶配套儲(chǔ)能提供補(bǔ)貼，推動(dòng)德國居民自發(fā)自用，降低電費(fèi)賬單。截至2018年底，德國戶用儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)超過12萬套，裝機(jī)容量達(dá)到444MW/882MWh。其中，kfw補(bǔ)貼下的儲(chǔ)能系統(tǒng)超過3萬套，未補(bǔ)貼的超過9萬套。
3）澳大利亞：戶用與商用儲(chǔ)能為主
戶用儲(chǔ)能滲透率較高。澳大利亞分布式光伏較多，且整體電價(jià)較高，居民有動(dòng)力將白天多余的光伏電力存儲(chǔ)起來，供晚間使用，以節(jié)約電力成本。
大型項(xiàng)目助推。2017年12月，南澳大利亞州100MW/129MWh電池儲(chǔ)能項(xiàng)目投運(yùn)，是當(dāng)時(shí)全球最大的儲(chǔ)能項(xiàng)目Hornsdale Power Reserve。該項(xiàng)目產(chǎn)品由特斯拉提供，運(yùn)營商是法國Neoen公司，主要用于調(diào)頻及新能源消納。該項(xiàng)目的背景是南澳大利亞州的大停電事件。澳大利亞政府向全球招標(biāo)大規(guī)模儲(chǔ)能項(xiàng)目，以解決電力系統(tǒng)穩(wěn)定問題。2019年11月，Neoen宣布將該儲(chǔ)能項(xiàng)目擴(kuò)容50%。該項(xiàng)目主要通過調(diào)頻和現(xiàn)貨市場(chǎng)獲取經(jīng)濟(jì)利益。
4）韓國：火災(zāi)事故引發(fā)儲(chǔ)能裝機(jī)斷崖式滑坡
2018年及以前，韓國儲(chǔ)能發(fā)展較快。2018年韓國電化學(xué)儲(chǔ)能新增裝機(jī)約3GW，占全球新增的45%。
額外可再生能源證書（RECs）獎(jiǎng)勵(lì)等補(bǔ)貼政策推動(dòng)儲(chǔ)能快速發(fā)展。在韓國的可再生能源配額制中，儲(chǔ)能地位頗高。2015年起，韓國開始為配套儲(chǔ)能系統(tǒng)的風(fēng)電給予額外的可再生能源證書獎(jiǎng)勵(lì)。2017年起，安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)的光伏電站也可以獲得額外獎(jiǎng)勵(lì)。配套儲(chǔ)能的風(fēng)電光伏電站在可再生能源證書計(jì)算中的權(quán)重遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其他不配套儲(chǔ)能的電站。此外，韓國政府在島嶼儲(chǔ)能、用戶側(cè)儲(chǔ)能方面，都出臺(tái)扶持政策。
火災(zāi)事故頻發(fā)，引發(fā)儲(chǔ)能新增裝機(jī)滑坡。從2017年8月到2019年5月，韓國總共發(fā)生23起儲(chǔ)能電站火災(zāi)，2018年11月一個(gè)月就發(fā)生四起火災(zāi)。韓國政府不得不在年底組建事故調(diào)查委員會(huì)徹查此事，韓國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)也陷入了半年的停滯時(shí)期。根據(jù)調(diào)查結(jié)果，23起火災(zāi)事故中，LG化學(xué)12起，三星SDI 8起，其他廠商3起；其中有14起發(fā)生在充電后，6起發(fā)生在充放電過程中，3起是在安裝和施工途中發(fā)生火災(zāi)。據(jù)BNEF預(yù)計(jì)，2019年韓國新增儲(chǔ)能裝機(jī)約2GWh，同比下滑50%。
5）日本：政府補(bǔ)貼與新能源消納推儲(chǔ)能發(fā)展
政府補(bǔ)貼推動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展。2014年，日本經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省（METI）出臺(tái)針對(duì)儲(chǔ)能的補(bǔ)貼政策（總預(yù)算100億日元），針對(duì)裝機(jī)1kWh以上的儲(chǔ)能系統(tǒng)實(shí)施2/3的出裝補(bǔ)貼（戶用項(xiàng)目上限100萬日元，商業(yè)項(xiàng)目上限1億日元）。
新能源消納壓力帶動(dòng)儲(chǔ)能剛需。日本國土面積狹小、能源對(duì)外依賴程度較高，福島核電站事故后，日本大力推行補(bǔ)貼政策，鼓勵(lì)新能源發(fā)展。新能源的快速發(fā)展，對(duì)日本電網(wǎng)構(gòu)成一定沖擊，也影響了新能源的消納。另外，日本新能源發(fā)展較不平衡，北海道和東北地區(qū)風(fēng)電較多，九州地區(qū)光伏較多，區(qū)域的不平衡進(jìn)一步推升了對(duì)于儲(chǔ)能的需求。一些地區(qū)電網(wǎng)收購要求光伏和風(fēng)電項(xiàng)目必須配備儲(chǔ)能以提升電網(wǎng)穩(wěn)定性。北海道正在建設(shè)裝機(jī)量240MW/720MWh的風(fēng)電儲(chǔ)能項(xiàng)目，項(xiàng)目建成后將成為世界最大的儲(chǔ)能項(xiàng)目。
6）國內(nèi)：等政策風(fēng)來，待模式演進(jìn)
根據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，截至2019年6月底，國內(nèi)已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)規(guī)模31.4GW，其中電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)規(guī)模1.19GW，占比3.8%。2019年上半年國內(nèi)新增電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)116.9MW，同比下降4.2%，環(huán)比2018年下半年下降79.2%。
短期政策調(diào)整不改儲(chǔ)能長期發(fā)展趨勢(shì)
2019年是國內(nèi)儲(chǔ)能發(fā)展變革較大的一年。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能方面，隨著發(fā)改委明確電網(wǎng)不得將儲(chǔ)能納入輸配電價(jià)成本以及國家電網(wǎng)宣布嚴(yán)控電網(wǎng)投資，2018年開始興起的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能開始步入低谷期。用戶側(cè)儲(chǔ)能方面，工商業(yè)電價(jià)的連續(xù)下調(diào)使得峰谷價(jià)差也隨之縮小，部分參與者對(duì)于儲(chǔ)能峰谷套利的商業(yè)模式開始失去信心。
但短期的政策調(diào)整不改儲(chǔ)能長期的發(fā)展趨勢(shì)。一方面，儲(chǔ)能在越過經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)后，具備較大的吸引力。另一方面，由于新能源消納等剛性需求的存在，儲(chǔ)能發(fā)展前景依然廣闊，市場(chǎng)各主體仍然保持積極探索的趨勢(shì)。
未來國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)的爆發(fā)，需要政策的進(jìn)一步推動(dòng)（包括儲(chǔ)能的直接支持政策和電力市場(chǎng)化改革），同時(shí)，需要在現(xiàn)有商業(yè)模式的基礎(chǔ)上不斷探索和完善。
等政策風(fēng)來：政策細(xì)節(jié)完善，電改繼續(xù)推進(jìn)
儲(chǔ)能的興起依賴兩類政策：一類是與儲(chǔ)能直接相關(guān)的支持政策，一類是電力市場(chǎng)化改革政策。
國家層面政策：整體鼓勵(lì)，細(xì)節(jié)缺失。2017年五部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確了十三五和十四五時(shí)期儲(chǔ)能發(fā)展“兩步走”的戰(zhàn)略，是針對(duì)儲(chǔ)能的重要政策。2019年針對(duì)該指導(dǎo)意見，進(jìn)一步提出了細(xì)化的2019-2020行動(dòng)計(jì)劃，但整體仍屬于指導(dǎo)意見，缺乏細(xì)節(jié)可執(zhí)行的具體措施。
部分省市開始出臺(tái)補(bǔ)貼政策。目前針對(duì)儲(chǔ)能出臺(tái)補(bǔ)貼政策的有合肥和蘇州。合肥政策針對(duì)符合政策的光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，按儲(chǔ)能實(shí)際充電量給予1元/kWh的補(bǔ)貼。蘇州針對(duì)工業(yè)園區(qū)的儲(chǔ)能項(xiàng)目，按放電量補(bǔ)貼3年，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)0.3元/kWh。
儲(chǔ)能的發(fā)展離不開市場(chǎng)化的電力市場(chǎng)。國內(nèi)市場(chǎng)，儲(chǔ)能的發(fā)展受制于電力市場(chǎng)化程度，因此電力市場(chǎng)化改革深刻影響著儲(chǔ)能的發(fā)展。目前國內(nèi)電力市場(chǎng)化改革仍在進(jìn)行中，現(xiàn)貨市場(chǎng)、偏差考核、各類輔助服務(wù)市場(chǎng)尚未真正建立起來，一定程度上制約了儲(chǔ)能商業(yè)模式的拓展和完善。未來一旦電改加速，儲(chǔ)能的盈利邊界將進(jìn)一步拓展，從而行業(yè)迎來加速發(fā)展。
待模式演進(jìn)：盈利模式未來方向在于多樣化
儲(chǔ)能盈利模式的演進(jìn)未來在于多樣化，僅依賴單一模式可能無法實(shí)現(xiàn)既定的收益目標(biāo)。
火電聯(lián)合調(diào)頻逐漸成為紅海市場(chǎng)。原因：1、市場(chǎng)容量較小、2、短時(shí)間內(nèi)快速放電，影響電池壽命，原測(cè)算的經(jīng)濟(jì)性無法達(dá)到。
儲(chǔ)能與新能源配套存在較大的發(fā)展空間。目前，西部地區(qū)仍然存在消納問題。2019年前三季度，風(fēng)電、光伏棄電量分別為128.3、32.5億kWh，主要集中在西部地區(qū)。但在中東部地區(qū)，新能源的消納開始出現(xiàn)邊際的變化，目前安徽、山東等地區(qū)已經(jīng)開始鼓勵(lì)風(fēng)電、光伏項(xiàng)目自行配備適當(dāng)比例的儲(chǔ)能。按照中長期中國每年100GW以上新增光伏風(fēng)電裝機(jī)計(jì)算，假設(shè)按10%的容量配置儲(chǔ)能，每年可帶來10GW以上新增儲(chǔ)能。
在電網(wǎng)側(cè)，失去了電網(wǎng)作為投資主體，未來幾年電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能將受到重大影響。但長遠(yuǎn)來看，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電網(wǎng)企業(yè)的退出，給了其他市場(chǎng)主體更多的機(jī)會(huì)。
四、電化學(xué)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈成熟，未來成本仍有下降空間
電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)主要由電池（鋰電池或其他電池）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲(chǔ)能變流器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。電池是儲(chǔ)能系統(tǒng)的最重要的構(gòu)成部分。電池管理系統(tǒng)（BMS）主要負(fù)責(zé)電池的監(jiān)測(cè)、評(píng)估、保護(hù)和均衡監(jiān)測(cè)。儲(chǔ)能變流器（PCS）負(fù)責(zé)直流和交流的相互轉(zhuǎn)換。能量管理系統(tǒng)（EMS）負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控、能量調(diào)度等。
由于新能源汽車的發(fā)展，鋰電池和BMS逐漸發(fā)展成熟。而PCS屬于成熟產(chǎn)品，與UPS、逆變器等產(chǎn)品技術(shù)同源，整體產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展成熟。
電化學(xué)儲(chǔ)能的投資成本主要包括電池、BMS、PCS、其他一二次設(shè)備、設(shè)計(jì)、土建施工、安裝等，其中電池是成本的主要構(gòu)成，一般占比40%-60%。
據(jù)BNEF預(yù)計(jì)，2018年儲(chǔ)能系統(tǒng)成本為364美元/kWh，到2030年，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本有望降至165美元/kWh。而考慮循環(huán)壽命的提升，儲(chǔ)能的度電成本下降更快。據(jù)寧德時(shí)代計(jì)算，到2020年儲(chǔ)能的度電成本（LCOE）有望降至0.25元/KWh以下，電化學(xué)儲(chǔ)能在不需要任何補(bǔ)貼的情況下已經(jīng)初步具備經(jīng)濟(jì)性。
電池壽命特別是循環(huán)壽命對(duì)于儲(chǔ)能度電成本至關(guān)重要。目前磷酸鐵鋰的循環(huán)壽命一般為2500-4000次。但壽命提升是儲(chǔ)能發(fā)展的必然趨勢(shì)。目前，寧德時(shí)代循環(huán)壽命10000次以上的磷酸鐵鋰電池已有小批量的投產(chǎn)，我們認(rèn)為未來2-3年循環(huán)壽命8000次以上的儲(chǔ)能電池將逐漸成為行業(yè)主流。
動(dòng)力電池產(chǎn)業(yè)成熟推動(dòng)鋰電池價(jià)格持續(xù)下降。截至2018年底，國內(nèi)動(dòng)力電池產(chǎn)能超過206GWh，全年國內(nèi)動(dòng)力電池出貨量僅為65.03GWh。從結(jié)構(gòu)上看，隨著新能源汽車應(yīng)用上三元電池的優(yōu)勢(shì)逐步確立，磷酸鐵鋰電池產(chǎn)能過剩相對(duì)更為嚴(yán)重。動(dòng)力電池產(chǎn)業(yè)鏈的成熟與產(chǎn)能過剩，未來將進(jìn)一步推動(dòng)鋰電池價(jià)格持續(xù)下降。
退役動(dòng)力電池的梯次利用可以進(jìn)一步降低儲(chǔ)能電池成本。我國新能源汽車市場(chǎng)自2014年開始爆發(fā)，按照4-6年的電池壽命，首批新能源汽車動(dòng)力電池開始進(jìn)入披量退役。預(yù)計(jì)到2020年將有超過20GWh的動(dòng)力電池退役，而儲(chǔ)能將成為退役動(dòng)力電池的重要應(yīng)用方向。
（注：本文原標(biāo)題為“儲(chǔ)能深度報(bào)告—破曉之時(shí)：經(jīng)濟(jì)性初具，等政策風(fēng)來，待模式演進(jìn)”，編輯時(shí)有刪改。）
