中國儲能網(wǎng)訊：業(yè)內(nèi)一般認為，1.5元/wh的系統(tǒng)成本是儲能經(jīng)濟性的拐點，特別是對于能量型的應(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，儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)突破這一成本線，經(jīng)濟性拐點已經(jīng)開始出現(xiàn)。
電化學儲能：潛在大藍海市場，經(jīng)濟性初具
儲能深刻地改變了電力的生產(chǎn)和消費方式，具備廣闊的市場空間。眾多儲能技術(shù)路線中，電化學儲能是儲能的發(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，電化學儲能經(jīng)濟性拐點開始出現(xiàn)，未來潛在市場空間廣闊。據(jù)CNESA預(yù)測，2023年國內(nèi)電化學儲能累計規(guī)模達到19.3GW。據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）預(yù)測，到2040年，全球儲能項目累計裝機規(guī)模將達到1095GW/2850GWh，對應(yīng)投資規(guī)模6620億美元。
儲能應(yīng)用場景：多方探索，全面開花
儲能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，可以應(yīng)用在“發(fā)、輸、配、用”任意一個環(huán)節(jié)。從儲能在電力系統(tǒng)的實際用途來看，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，各方對于儲能的應(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)、獨立儲能運營商、工商業(yè)用電企業(yè)等。
成本快速下降、經(jīng)濟性凸顯，儲能風口將至
過去幾年中，由于新能源汽車產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，帶動了鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈的成熟，鋰電池價格下降較快，鋰電池成本以每年20%-30%的速度在降低。另一方面，儲能的應(yīng)用場景和商業(yè)模式在不斷拓展。據(jù)寧德時代計算，到2020年儲能度電成本（LCOE）有望降至0.25元/KWh以下，電化學儲能在不需要任何補貼的情況下已經(jīng)初步具備經(jīng)濟性。
發(fā)展現(xiàn)狀：短期彈性看海外，長期國內(nèi)市場將成熟
海外市場由于電力市場化更加成熟，儲能的應(yīng)用更廣，隨著成本的快速下降，未來將是儲能市場增長的主要貢獻力量。儲能企業(yè)近期也在海外接連斬獲大單，如寧德時代與Powin Energy簽訂1.85GWh儲能電芯供貨合同、陽光電源成功簽約馬薩諸塞州15MW/32MWh儲能項目。國內(nèi)在電網(wǎng)側(cè)儲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，可能不會十分樂觀，但隨著政策成熟、電力市場化改革推進、商業(yè)模式探索完善以及成本下降，國內(nèi)儲能市場終將發(fā)展成熟，未來前景十分樂觀。
01
電化學儲能：潛在大藍海市場，經(jīng)濟性拐點出現(xiàn)
1.1儲能深刻地改變了電力的生產(chǎn)、消費方式
儲能即能量的存儲。指通過特定的裝置或物理介質(zhì)將能量存儲起來以便在需要時利用。根據(jù)能量存儲方式的不同，儲能可以分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能五大類。從能量釋放的方式看，除熱儲能外，大部分儲能最終以電能形式釋放。
儲能深刻地改變了電力的生產(chǎn)、消費方式。電力作為一種特殊的商品，本身無法直接儲存，發(fā)電、輸電、配電、用電同步進行，做到實時平衡，沒有中間的存儲環(huán)節(jié)。儲能的出現(xiàn)和廣泛應(yīng)用，實現(xiàn)了電能在時間上的轉(zhuǎn)移，從而深刻地改變了電力的生產(chǎn)、消費方式，是電力市場的一次革命性突破。
不同儲能技術(shù)成熟度與成本差異較大。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)點是技術(shù)成熟度高、功率和容量較大、成本低，但主要缺點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儲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、壓縮空氣儲能、超導儲能、超級電容儲能、飛輪儲能等仍處于研發(fā)階段。
1.2 電化學儲能是發(fā)展方向，鋰電池路線是主流
電化學儲能是發(fā)展方向，發(fā)展前景廣闊。電化學儲能指的是以鋰電池為代表的各類二次電池儲能。相比抽水蓄能等機械儲能，電化學儲能受地形等因素影響較小，可靈活運用于發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)。相比電磁儲能，電化學儲能的技術(shù)更為成熟、成本更低，商業(yè)化應(yīng)用范圍更廣。同時，隨著近年來成本的快速下降、商業(yè)化應(yīng)用逐漸成熟，電化學儲能的優(yōu)勢愈發(fā)明顯，開始逐漸成為儲能新增裝機的主流，且未來仍有較大的成本下降空間，發(fā)展前景廣闊。
電化學儲能近年來發(fā)展迅速，整體占比仍然較低。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）統(tǒng)計，截至2018年底，全球累計已投運儲能項目181GW，同比增長3.19%，其中電化學儲能累計裝機6.625GW，同比增長126.4%，截至2018年底電化學儲能占全部儲能累計裝機的3.7%，是抽水蓄能以外累計裝機規(guī)模最大的技術(shù)路線。
鋰電池是最主流電化學儲能技術(shù)路線。各類電化學儲能技術(shù)中，鋰離子電池累計規(guī)模最大，是最主流的電化學儲能技術(shù)路線。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2018年底，全球鋰電池儲能累計裝機5.71GW，占電化學儲能累計裝機的86.3%。鋰電池在儲能的應(yīng)用上，以磷酸鐵鋰電池為主流。
1.3 經(jīng)濟性拐點開始出現(xiàn)，電化學儲能興起
動力電池產(chǎn)業(yè)鏈成熟，帶動鋰電池價格快速下降。隨著新能源汽車的發(fā)展，動力電池產(chǎn)業(yè)鏈也逐漸成熟，動力電池企業(yè)產(chǎn)能不斷擴張，一定程度上出現(xiàn)了產(chǎn)能過剩，帶動鋰電池價格不斷下降。2010-2018年，鋰電池PACK價格由1160美元/kWh下降至176美元/kWh（約1.2元/Wh），降幅達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，價格具備進一步下行空間。
系統(tǒng)成本不斷下降，儲能經(jīng)濟性拐點開始出現(xiàn)。除電池成本外，由BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（儲能變流器）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)一般認為，1.5元/wh的系統(tǒng)成本是儲能經(jīng)濟性的拐點，特別是對于能量型的應(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，儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)突破這一成本線，經(jīng)濟性拐點已經(jīng)開始出現(xiàn)。
據(jù)CNESA預(yù)測，到2019年底，中國電化學儲能累計裝機1.89GW，2020年底累計裝機2.83GW，到2023年底累計裝機19.3GW。根據(jù)BNEF的預(yù)測，到2040年，全球儲能累計裝機（不含抽水蓄能）將達到近1095GW/2850GWh，對應(yīng)投資6620億美元。我們認為，抽水蓄能以外的電力儲能，特別是容量型儲能，未來將以電化學儲能為主。
02
儲能的應(yīng)用場景：多方探索，全面開花
儲能可以全面應(yīng)用于電力系統(tǒng)。儲能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，可以應(yīng)用在“發(fā)、輸、配、用”任意一個環(huán)節(jié)。從儲能在電力系統(tǒng)的實際用途來看，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，各方對于儲能的應(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)、獨立儲能運營商、工商業(yè)用電企業(yè)等。
2.1 發(fā)電側(cè)儲能：主要用于新能源配套、火電聯(lián)合調(diào)頻
2.1.1 與新能源發(fā)電配套
新能源裝機的快速增長帶來嚴重的消納問題。以光伏、風電為代表的新能源裝機快速增長。截至2019年上半年，我國光伏累計裝機達185.59GW，風電累計裝機達193GW。但是光伏、風電等新能源具有波動性、間歇性與隨機性等特性，屬于不穩(wěn)定出力的電源，因此裝機占比或發(fā)電占比達到一定程度時，會對電網(wǎng)的穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)。電網(wǎng)為避免不穩(wěn)定會限制部分新能源的出力，從而引發(fā)了棄風、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，如果不配套儲能，光伏、風電達到一定滲透率時將失去繼續(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，風電紅色預(yù)警區(qū)域包括新疆（含兵團）、甘肅地區(qū)，光伏紅色預(yù)警區(qū)域為新疆、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、風電項目的開發(fā)建設(shè)，橙色預(yù)警區(qū)域當年暫停新增光伏、風電項目。而在海外的日本、印度等市場，消納問題給光伏、風電帶來的負面影響也逐漸開始顯現(xiàn)。
高可再生能源滲透率離不開儲能。由于風電、光伏等新能源具有波動性、間歇性、不可預(yù)測性等特點，因此新能源滲透率發(fā)展到一定程度時，必然會引起限電現(xiàn)象，只有配合儲能的應(yīng)用才能更好地消納和平滑波動，實現(xiàn)更高的新能源滲透率。
儲能配合新能源已有大量成熟案例。我國首個風光儲輸示范工程位于河北省張家口市北部，于2011年底并網(wǎng)，綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線，每年可以提升200小時的利用小時數(shù)，有效解決了新能源的消納問題。近年來，還有青海共和光伏發(fā)電儲能項目、魯能集團海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。
2.1.2 火電聯(lián)合調(diào)頻
儲能在發(fā)電側(cè)的另一大應(yīng)用是與火電機組聯(lián)合參與電網(wǎng)調(diào)頻等輔助服務(wù)，獲得相應(yīng)的調(diào)頻補償收益。
保持電力的輸出與負荷端的實時平衡是電網(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，各國電力系統(tǒng)基本確定50Hz或60Hz作為頻率標準（我國為50Hz）。電網(wǎng)是實施平衡的，對于交流電網(wǎng)來說，穩(wěn)定的頻率是電網(wǎng)穩(wěn)定的重要指標之一，發(fā)電小于用電會導致頻率上升，反之亦然。
火電廠是調(diào)頻市場最重要的參與者，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，以風電、光伏為主的新能源出力波動較大，增加了對于調(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，進而影響了電網(wǎng)整體的調(diào)頻能力。
儲能調(diào)頻的效果優(yōu)于火電。火電機組由鍋爐、汽機、發(fā)電機及眾多輔機組成，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補償效果差等現(xiàn)象。而儲能系統(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在使用儲能調(diào)頻后，可以有效提升調(diào)頻效果，增加調(diào)頻收益。
儲能調(diào)頻目前以獨立運營商為主。目前儲能參與火電調(diào)頻，一般由獨立運營商來負責投資和運營，火電廠負責提供場地和接入，雙方按照商定的比例對調(diào)頻收益進行分成。儲能系統(tǒng)配置方面，一般功率配置為火電機組額定功率的3%，容量一般按半小時配置。
2.2輸、配電側(cè)儲能：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)儲能。電網(wǎng)側(cè)儲能的應(yīng)用場景較為單一，主要以輔助服務(wù)為主。儲能用于電網(wǎng)側(cè)，還可以有效節(jié)約電網(wǎng)投資、延緩電網(wǎng)擴容，但價值相對難以衡量。
2.2.1 輔助服務(wù)
電力市場的輔助服務(wù)，是指維護電力系統(tǒng)安全運行、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)）以及儲能電站。輔助服務(wù)的需求方是整個電力系統(tǒng)，是一種公共產(chǎn)品。在實際運行中，輔助服務(wù)的成本有不同的分攤方式，有的由發(fā)電方承擔（中國、阿根廷），有的由用電方承擔（美國PJM、歐洲部分國家），有的由發(fā)電方和用電方共同承擔（澳大利亞）。
新能源發(fā)展與火電機組退役關(guān)停推升對調(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、風電等新能源逐漸成為新增裝機的主力軍，這些能源由于波動性較強，推升了電網(wǎng)對于調(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)計在2035年將迎來一次火電機組退役潮，將有一半以上的火電機組面臨退役。美國過去十年有17%的燃煤機組退役，是電站退役的主力軍。
2.2.2 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)計和建造遵循最大負荷法，即新建或增容改造時，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荷，，即使該負荷出現(xiàn)的幾率較小、持續(xù)時間較短，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)擴容）。電網(wǎng)側(cè)儲能的出現(xiàn)，打破了原有的最大符合法的設(shè)計原則，在新建電網(wǎng)或舊電網(wǎng)增容改造時，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到3%，考慮負荷年增長率2%，若增配0.3萬千瓦儲能設(shè)備，可將饋線改造擴容時限推遲三年。
2.3 用戶側(cè)儲能：峰谷套利是主流，節(jié)約基本電費與輔助服務(wù)是補充
2.3.1 峰谷套利是當前用戶側(cè)儲能最主要的盈利模式
峰谷套利，即利用電力價格峰谷價差，儲能系統(tǒng)在谷電電價時段從電網(wǎng)充電，在峰電電價時段放電，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)實施峰谷電價制度，白天用電高峰期電價較高，夜間用電低谷期電價較低，以鼓勵縮小峰谷差維持電網(wǎng)平衡，
國內(nèi)峰谷價差較大的省份的主要為北京、長三角、珠三角等地，其峰谷價差一般高于0.6元/kWh，也是國內(nèi)用戶側(cè)儲能發(fā)展較好的地區(qū)。
2.3.2 節(jié)約基本電費與用戶擴容是補充
節(jié)約基本電費可以作為用戶側(cè)儲能的輔助盈利模式。在我國，大部分地區(qū)針對大工業(yè)用戶適用兩部制電價，除了根據(jù)用電量繳納電度電費之外，還需要繳納基本電費，基本電費是大工業(yè)用戶所應(yīng)繳納的輸配電費的一部分，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。
節(jié)約基本電費方面，儲能適用于負荷尖峰明顯且尖峰位于白天的電力用戶，可以通過在低谷時段以低電價充電并在用電負荷較高時放電，從而削減負荷尖峰從而降低申報的最大需量，起到節(jié)約基本電費的作用。而對于負荷曲線比較平坦或者負荷曲線與正常情況相反的電力用戶，則不適合通過安裝儲能節(jié)約基本電費。
大工業(yè)電力客戶一般需要配置電壓器，而變壓器的額定容量是固定的，一旦后期用戶負荷增長造成變壓器滿額運行，便需要進行變壓器擴容，擴容費用一般較高，安裝儲能系統(tǒng)后，可以在尖峰時段放電降低用戶的需求負荷，起到動態(tài)擴容的作用，從而節(jié)約變壓器擴容的投資成本。
節(jié)約基本電費帶來收益相對較小，無法成為獨立的商業(yè)模式，只能作為峰谷套利的輔助盈利來源。變壓器擴容的需求相對剛性，但整體市場偏小，且一般以電力用戶自投為主。
2.3.3 平滑負荷潛在空間廣闊
對于用電負荷間歇性較強的場合，如新能源汽車充電樁、體育場等，配備儲能系統(tǒng)可以在用電尖峰時刻放電，削減負荷的變化率，起到平滑負荷的作用。
以新能源充電為代表的平滑負荷需求較為剛性。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對電網(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，新能源汽車重點樁要發(fā)展，必須配合儲能。另一方面，新能源汽車消費者對于電價的承受能力較高，充電運營商可以輕易將儲能成本轉(zhuǎn)嫁給消費者。即使充電費用中加上儲能成本，新能源汽車的單位使用成本仍然遠遠低于燃油車。
2.3.4 與分布式能源結(jié)合
在用戶側(cè)，儲能可以與分布式光伏、分散式風電等分布式能源結(jié)合，形成分布式風光儲系統(tǒng)，共同打造低成本、靈活可控的電能輸出。主要應(yīng)用場景包括工商業(yè)側(cè)光儲（風光儲）一體化系統(tǒng)和戶用側(cè)“光伏+儲能”系統(tǒng)。
03
發(fā)展現(xiàn)狀：短期彈性看海外，長期國內(nèi)市場將成熟
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2019年6月底，全球已投運電化學儲能項目累計裝機規(guī)模為181.8GW，其中電化學儲能累計裝機7.43GW，占比4.1%。電化學儲能成為抽水蓄能以外規(guī)模最大的儲能形式，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，全球新投運電化學儲能項目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，海外市場由于電力市場化更加成熟，儲能的應(yīng)用更廣，隨著成本的快速下降，未來將是儲能市場增長的主要貢獻力量。儲能企業(yè)近期也在海外接連斬獲大單，如寧德時代與Powin Energy簽訂1.85GWh儲能電芯供貨合同、陽光電源成功簽約馬薩諸塞州15MW/32MWh儲能項目。國內(nèi)在電網(wǎng)側(cè)儲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，可能不會十分樂觀，但隨著政策成熟、電力市場化改革推進、商業(yè)模式探索完善以及成本下降，國內(nèi)儲能市場終將發(fā)展成熟，未來前景十分樂觀。
3.1 海外：儲能發(fā)展的熱土
由于儲能的發(fā)展與當?shù)仉娋W(wǎng)和電力市場的發(fā)展程度、當?shù)亟?jīng)濟增速密切相關(guān)，因此儲能海外發(fā)展較好的國家和地區(qū)包括美國、歐洲、澳大利亞、韓國、日本等地。
3.1.1 美國：政策支持+市場化需求雙重驅(qū)動
截至2018年底，美國儲能總并網(wǎng)量達23GW（含抽水蓄能），其中電化學儲能并網(wǎng)量達1GW，占比4.3%。美國儲能分為三類：戶用儲能、非戶用儲能（工商業(yè)）和電表前儲能（發(fā)電和輸配電側(cè)），其中電表前儲能占比較高，戶用儲能整體呈穩(wěn)定增長趨勢。
聯(lián)邦層面，主要激勵政策為投資稅抵免（ITC）和加速折舊（MACRS）。與光伏類似，美國儲能系統(tǒng)的激勵政策包括投資稅抵免（ITC）和加速折舊（MACRS），主要針對私營單位投資的儲能系統(tǒng)。MACRS允許儲能項目按5-7年的折舊期加速折舊。ITC政策最初針對光伏，2016年ESA向美國參議院提交S3159號提案，明確進儲能技術(shù)都可以申請ITC，針對配套可再生能源充電比例75%以上的儲能系統(tǒng)，按充電比例給予30%的投資稅抵免，例如儲能系統(tǒng)80%由可再生能源充電，則可以享受相當于系統(tǒng)成本24%（30%×80%）的稅收抵免。
獨立儲能ITC政策有望出臺。當前，美國業(yè)界正在促使美國政府出臺針對儲能的投資稅抵免政策（ITC）。據(jù)Wood Mackenzie預(yù)計，如果獨立的儲能ITC政策出臺，到2024年每年儲能新增裝機量將達到5.1GW，較基準預(yù)測值4.8GW增加300MW/年。
多個州出臺儲能激勵政策，以加州最為突出。除聯(lián)邦政策外，各州也針對儲能出臺了相應(yīng)的激勵政策，其中以加州最為突出。加州公用事業(yè)委員會（CPUC）自2001年開始啟動自發(fā)電激勵計劃(Self-Generation Incentive Program，SGIP)，鼓勵多種分布式能源，如光伏、風電等。自2011年起，儲能被納入SGIP計劃支持范圍，可獲得2美元/W的補貼。此后，盡管SGIP政策經(jīng)歷了多次調(diào)整和修改，但對于推動加州分布式儲能的發(fā)展，依然發(fā)揮了重要作用。此外，加州通過制定政策，引導公用事業(yè)公司（IOU）部署儲能項目。2013年，加州公用事業(yè)委員會（CPUC）設(shè)置了儲能采購框架，為加州三大IOU設(shè)定了到2020年部署1.3GW儲能的目標。2016年，又在1.3GW目標基礎(chǔ)上增加了500MW至1.8GW。預(yù)計各IOU將在規(guī)定的2024年期限之前就能完成目標，并且最終采購規(guī)模將超過此前制定的目標。
高電價導致戶用“光伏+儲能”性價比突出。美國居民電價顯著高于工商業(yè)電價，非本土地區(qū)如阿拉斯加和夏威夷電價分別高達23.56和31.16美分/kWh。高電價地區(qū)的居民部署戶用“光伏+儲能”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)均推出了家用儲能系統(tǒng)。
3.1.2 歐洲：市場化動力充足
歐洲同樣是儲能發(fā)展的熱土，以英國、德國、法國、意大利為代表的儲能市場，發(fā)展較為完善，市場化動力充足。
英國：市場機制完善，儲能充分參與各類輔助服務(wù)。過去兩年里，英國儲能市場發(fā)展較快，連續(xù)兩年位居歐洲儲能新增規(guī)模首位。2018年英國儲能裝機超過500MW。英國電力市場的機制較為完善，儲能可以充分參與各類輔助服務(wù)。除了參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差和Triad (冬季調(diào)峰)等收益，部分電站的收益來源甚至高達十幾種。
德國：戶用儲能市場發(fā)展成熟。德國是全球最成熟的戶用儲能市場，而戶用儲能是德國儲能市場的主要構(gòu)成部分，據(jù)CNESA預(yù)計，到2021年戶用儲能將接近德國儲能總規(guī)模的50%。德國戶用儲能市場發(fā)展成熟的主要原因包括居民電價較高和政府補貼。德國復(fù)興發(fā)展銀行通過KfW275計劃，為光伏用戶配套儲能提供補貼，推動德國居民自發(fā)自用，降低電費賬單。截至2018年底，德國戶用儲能累計裝機超過12萬套，裝機容量達到444MW/882MWh。其中，kfw補貼下的儲能系統(tǒng)超過3萬套，未補貼的超過9萬套。
3.1.3 澳大利亞：戶用與商用儲能為主
戶用儲能滲透率較高。澳大利亞分布式光伏較多，且整體電價較高，居民有動力將白天多余的光伏電力存儲起來，供晚間使用，以節(jié)約電力成本。
大型項目助推。2017年12月，南澳大利亞州100MW/129MWh電池儲能項目投運，是當時全球最大的儲能項目Hornsdale Power Reserve。該項目產(chǎn)品由特斯拉提供，運營商是法國Neoen公司，主要用于調(diào)頻及新能源消納。該項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大規(guī)模儲能項目，以解決電力系統(tǒng)穩(wěn)定問題。2019年11月，Neoen宣布將該儲能項目擴容50%。該項目主要通過調(diào)頻和現(xiàn)貨市場獲取經(jīng)濟利益。
3.1.4 韓國：火災(zāi)事故引發(fā)儲能裝機斷崖式滑坡
2018年及以前，韓國儲能發(fā)展較快。2018年韓國電化學儲能新增裝機約3GW，占全球新增的45%。
額外可再生能源證書（RECs）獎勵等補貼政策推動儲能快速發(fā)展。在韓國的可再生能源配額制中，儲能地位頗高。2015年起，韓國開始為配套儲能系統(tǒng)的風電給予額外的可再生能源證書獎勵。2017年起，安裝儲能系統(tǒng)的光伏電站也可以獲得額外獎勵。配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權(quán)重遠遠高于其他不配套儲能的電站。此外，韓國政府在島嶼儲能、用戶側(cè)儲能方面，都出臺扶持政策。
火災(zāi)事故頻發(fā)，引發(fā)儲能新增裝機滑坡。從2017年8月到2019年5月，韓國總共發(fā)生23起儲能電站火災(zāi)，2018年11月一個月就發(fā)生四起火災(zāi)。韓國政府不得不在年底組建事故調(diào)查委員會徹查此事，韓國儲能產(chǎn)業(yè)也陷入了半年的停滯時期。根據(jù)調(diào)查結(jié)果，23起火災(zāi)事故中，LG化學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，2019年韓國新增儲能裝機約2GWh，同比下滑50%。
3.1.5 日本：政府補貼與新能源消納推儲能發(fā)展
政府補貼推動用戶側(cè)儲能快速發(fā)展。2014年，日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)?。∕ETI）出臺針對儲能的補貼政策（總預(yù)算100億日元），針對裝機1kWh以上的儲能系統(tǒng)實施2/3的出裝補貼（戶用項目上限100萬日元，商業(yè)項目上限1億日元）。
新能源消納壓力帶動儲能剛需。日本國土面積狹小、能源對外依賴程度較高，福島核電站事故后，日本大力推行補貼政策，鼓勵新能源發(fā)展。新能源的快速發(fā)展，對日本電網(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)風電較多，九州地區(qū)光伏較多，區(qū)域的不平衡進一步推升了對于儲能的需求。一些地區(qū)電網(wǎng)收購要求光伏和風電項目必須配備儲能以提升電網(wǎng)穩(wěn)定性。北海道正在建設(shè)裝機量240MW/720MWh的風電儲能項目，項目建成后將成為世界最大的儲能項目。
3.2 國內(nèi)：等政策風來，待模式演進
根據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2019年6月底，國內(nèi)已投運儲能項目累計規(guī)模31.4GW，其中電化學儲能累計規(guī)模1.19GW，占比3.8%。2019年上半年國內(nèi)新增電化學儲能裝機116.9MW，同比下降4.2%，環(huán)比2018年下半年下降79.2%。
3.2.1、短期政策調(diào)整不改儲能長期發(fā)展趨勢
2019年是國內(nèi)儲能發(fā)展變革較大的一年。電網(wǎng)側(cè)儲能方面，隨著發(fā)改委明確電網(wǎng)不得將儲能納入輸配電價成本以及國家電網(wǎng)宣布嚴控電網(wǎng)投資，2018年開始興起的電網(wǎng)側(cè)儲能開始步入低谷期。用戶側(cè)儲能方面，工商業(yè)電價的連續(xù)下調(diào)使得峰谷價差也隨之縮小，部分參與者對于儲能峰谷套利的商業(yè)模式開始失去信心。
但短期的政策調(diào)整不改儲能長期的發(fā)展趨勢。一方面，儲能在越過經(jīng)濟性拐點后，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，儲能發(fā)展前景依然廣闊，市場各主體仍然保持積極探索的趨勢。
未來國內(nèi)儲能市場的爆發(fā)，需要政策的進一步推動（包括儲能的直接支持政策和電力市場化改革），同時，需要在現(xiàn)有商業(yè)模式的基礎(chǔ)上不斷探索和完善。
3.2.2 等政策風來：政策細節(jié)完善，電改繼續(xù)推進
儲能的興起依賴兩類政策：一類是與儲能直接相關(guān)的支持政策，一類是電力市場化改革政策。
國家層面政策：整體鼓勵，細節(jié)缺失。2017年五部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，明確了十三五和十四五時期儲能發(fā)展“兩步走”的戰(zhàn)略，是針對儲能的重要政策。2019年針對該指導意見，進一步提出了細化的2019-2020行動計劃，但整體仍屬于指導意見，缺乏細節(jié)可執(zhí)行的具體措施。
部分省市開始出臺補貼政策。目前針對儲能出臺補貼政策的有合肥和蘇州。合肥政策針對符合政策的光伏儲能系統(tǒng)，按儲能實際充電量給予1元/kWh的補貼。蘇州針對工業(yè)園區(qū)的儲能項目，按放電量補貼3年，補貼標準0.3元/kWh。
儲能的發(fā)展離不開市場化的電力市場。國內(nèi)市場，儲能的發(fā)展受制于電力市場化程度，因此電力市場化改革深刻影響著儲能的發(fā)展。目前國內(nèi)電力市場化改革仍在進行中，現(xiàn)貨市場、偏差考核、各類輔助服務(wù)市場尚未真正建立起來，一定程度上制約了儲能商業(yè)模式的拓展和完善。未來一旦電改加速，儲能的盈利邊界將進一步拓展，從而行業(yè)迎來加速發(fā)展。
3.2.3 待模式演進：盈利模式未來方向在于多樣化
儲能盈利模式的演進未來在于多樣化，僅依賴單一模式可能無法實現(xiàn)既定的收益目標。
火電聯(lián)合調(diào)頻逐漸成為紅海市場。原因：1、市場容量較小、2、短時間內(nèi)快速放電，影響電池壽命，原測算的經(jīng)濟性無法達到。
儲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)開始鼓勵風電、光伏項目自行配備適當比例的儲能。按照中長期中國每年100GW以上新增光伏風電裝機計算，假設(shè)按10%的容量配置儲能，每年可帶來10GW以上新增儲能。
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)儲能將受到重大影響。但長遠來看，電網(wǎng)側(cè)儲能電網(wǎng)企業(yè)的退出，給了其他市場主體更多的機會。
2018年是電網(wǎng)側(cè)儲能突飛猛進之年。國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能興起的背景是中東部地區(qū)負荷不斷增長帶來的高峰時期電力缺口。2018年7月，101MW/202MWh的鎮(zhèn)江電化學儲能電站項目投運，這是我國首個真正意義上服務(wù)于電網(wǎng)的規(guī)模化獨立運行的儲能項目。隨后，河南、湖南、甘肅等地的百MW級儲能電站紛紛上馬。2018年國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能新增投運規(guī)模超過200MW。
發(fā)改委新政明確儲能不納入輸配電成本。2019年5月，國家發(fā)改委正式印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，明確抽水儲能電站、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，不得計入輸配電價成本。
政策調(diào)整導致電網(wǎng)企業(yè)嚴控儲能投資。2019年11月，國家電網(wǎng)發(fā)布《國家電網(wǎng)有限公司關(guān)于是進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》（826號文），明確提到“不得在投資計劃外安排輸變電資產(chǎn)租賃，不得已投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新項目開工，優(yōu)化續(xù)建項目投資進度”。而南方電網(wǎng)隨后也發(fā)布了《優(yōu)化投資和成本管控措施（2019年版）》，提出“要強化電網(wǎng)投資全過程管控及投入產(chǎn)出機制建設(shè)，非管制業(yè)務(wù)要聚焦戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型方向優(yōu)化布局”。
一般工商業(yè)電價連續(xù)下降影響以峰谷套利為主的用戶側(cè)收益。2018年政府工作報告中提出一般工商業(yè)電價平均降低10%。2019年5月政府工作報告提出一般工商業(yè)電價再降10%的目標。一般工商業(yè)電價的不斷下降也導致了峰谷價差的收斂，從而導致以峰谷套利模式為主的用戶側(cè)儲能收益顯著下降。
04
電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈成熟，未來成本仍有下降空間
4.1 電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈
電化學儲能系統(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）主要負責電池的監(jiān)測、評估、保護和均衡監(jiān)測。儲能變流器（PCS）負責直流和交流的相互轉(zhuǎn)換。能量管理系統(tǒng)（EMS）負責數(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。
4.2 成本仍有下降空間
電化學儲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、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，2018年儲能系統(tǒng)成本為364美元/kWh，到2030年，儲能系統(tǒng)成本有望降至165美元/kWh。而考慮循環(huán)壽命的提升，儲能的度電成本下降更快。據(jù)寧德時代計算，到2020年儲能的度電成本（LCOE）有望降至0.25元/KWh以下，電化學儲能在不需要任何補貼的情況下已經(jīng)初步具備經(jīng)濟性。
電池壽命特別是循環(huán)壽命對于儲能度電成本至關(guān)重要。目前磷酸鐵鋰的循環(huán)壽命一般為2500-4000次。但壽命提升是儲能發(fā)展的必然趨勢。目前，寧德時代循環(huán)壽命10000次以上的磷酸鐵鋰電池已有小批量的投產(chǎn)，我們認為未來2-3年循環(huán)壽命8000次以上的儲能電池將逐漸成為行業(yè)主流。
動力電池產(chǎn)業(yè)成熟推動鋰電池價格持續(xù)下降。截至2018年底，國內(nèi)動力電池產(chǎn)能超過206GWh，全年國內(nèi)動力電池出貨量僅為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)勢逐步確立，磷酸鐵鋰電池產(chǎn)能過剩相對更為嚴重。動力電池產(chǎn)業(yè)鏈的成熟與產(chǎn)能過剩，未來將進一步推動鋰電池價格持續(xù)下降。
退役動力電池的梯次利用可以進一步降低儲能電池成本。我國新能源汽車市場自2014年開始爆發(fā)，按照4-6年的電池壽命，首批新能源汽車動力電池開始進入批量退役。預(yù)計到2020年將有超過20GWh的動力電池退役，而儲能將成為退役動力電池的重要應(yīng)用方向。
